metodologia para estabelecimento de estrutura tarifria...

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TARIFAS DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA AJUSTES E APRIMORAMENTOS DOS PROCEDIMENTOS DE CÁLCULOS

SETEMBRO

2009

CONCLUSÃO DA 1ª ETAPA DO PROJETO

Tarifas de Distribuição de Energia ‐ Ajustes e Aprimoramentos

Relatório da 1ª Etapa do Projeto

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Equipe

Gerente do Projeto:

Saulo de Tarso Castilho Jr.

Coordenação Geral:

Marco Antonio de Paiva Delgado

Pesquisadores das Entidades Parceiras:

José Wanderley Marangon Lima

Luana Medeiros Marangon Lima

Anderson Rodrigo de Queiroz

Mabel Scianni Morais

Pesquisadores e Profissionais das Distribuidoras Participantes

Julio Cesar Ferreira Sales

Sergio Kinya Fugimoto



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Sumário

1. Apresentação ........................................................................................................................ 5

2. Síntese Gerencial ................................................................................................................... 7

3. Metodologia Atual de Tarifação das Redes de Distribuição ................................................. 8

3.1 Um Breve Histórico ...................................................................................................... 8

3.2 As Tarifas de Fornecimento de Energia ....................................................................... 9

3.2.1 Mercado Cativo .......................................................................................................... 11

3.2.2 Mercado de Referência de Energia ............................................................................ 11

3.2.3 Mercado de Referência de Demanda ......................................................................... 12

3.2.4 Data de Referência Anterior ....................................................................................... 12

3.2.5 Data do Reajuste em Processamento ......................................................................... 12

3.2.6 Receita Requerida de Distribuição ............................................................................. 12

3.2.7 Custo Médio de Aquisição de Energia ........................................................................ 12

3.2.8 Custo Incremental Médio de Longo Prazo .................................................................. 13

3.2.9 Custo Marginal de Capacidade .................................................................................. 13

3.2.10 Tipologias de Carga .................................................................................................. 15

3.2.11 Diagrama Unifilar Simplificado ................................................................................ 16

3.3 A Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição ‐ TUSD .......................................................... 16

3.3.1 TUSD FIO‐A ................................................................................................................. 18

3.3.2 TUSD FIO‐B ................................................................................................................. 20

3.3.3 TUSD ENCARGOS ........................................................................................................ 21

3.3.4 Tusd Perdas Técnicas ................................................................................................. 22

3.3.5 Tusd Perdas Não Técnicas .......................................................................................... 23

3.3.6 TUSD CCC .................................................................................................................... 23

3.3.7 TUSD CDE ................................................................................................................... 23



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3.3.8 TUSD PROINFA ............................................................................................................ 24

3.3.9 Parcelas da TUSD ........................................................................................................ 24

3.4 A Tarifa de Distribuição de Energia Aplicada Aos Consumidores ..................................... 25

3.4.1 TUSD Aplicada Aos Consumidores Cativos ................................................................. 29

3.4.2 TUSD Aplicada Aos Consumidores Livres.................................................................... 30

3.5 TUSD Aplicada Às Distribuidoras Supridas Por Outras Distribuidoras .............................. 32

3.6 TUSD Aplicada Aos Geradores – TUSDg ............................................................................ 33

3.6.1 Rede Unificada ........................................................................................................... 34

3.6.2 Receita da Rede Unificada .......................................................................................... 34

3.6.3 Componentes da TUSDg ............................................................................................. 34

3.7 Conclusão .......................................................................................................................... 41

4. Principais Obstáculos Na Estrutura Atual ................................................................................ 42

4.1 Análise da TUSD Aplicada a Consumidores Cativos e Livres ............................................. 42

4.2 Análise da TUSD Aplicada às Concessionárias de Distribuição ......................................... 43

4.3 Análise da TUSD Aplicada às Unidades Geradoras ............................................................ 44

4.4 Conclusão .......................................................................................................................... 45

5. Conclusões e Considerações Finais ......................................................................................... 46

6. Referências Bibliográficas ....................................................................................................... 48



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1. Apresentação

Este relatório corresponde à primeira etapa do projeto de P&D em desenvolvimento pela

Marangon Consultoria e Engenharia (MC&E) e pela UNIFEI à ABRADEE com o objetivo de

aprimorar e/ou desenvolver uma metodologia para a estrutura das Tarifas de Uso de Sistema

de Distribuição (TUSD). O objetivo desta etapa é apresentar a metodologia atual da ANEEL

para cálculo da TUSD e identificar as principais deficiências da estrutura atual. É possível

identificar como principal problema existente a distancia entre os fundamentos das

metodologias da TUST e da TUSD. As redes de 138 e 69 kV que fazem a interface entre a rede

básica e a rede de baixa tensão são as que necessitam de uma mudança imediata a fim de

evitar os “gaps” tarifários. Entende‐se como “gap” tarifário a diferença entre as tarifas de dois

níveis de tensão próximos que permitem com que os acessantes transfiram sua conexão para

o nível maior visto que esta diferença consegue pagar o investimento necessário em curto

espaço de tempo. A falta do sinal locacional nestas redes leva a este desnível, mas ao tentar

incorporá‐lo deve‐se observar que a existência do sinal temporal na tarifa de distribuição.

A tarifa horo‐sazonal vigente foi projetada para induzir a otimização das redes de distribuição,

mas existem muitas falhas no processo atual principalmente devido ao uso de procedimentos

que datam de duas décadas quando no setor elétrico ainda estava presente o modelo

verticalizado. A tarifa horo‐sazonal é mais eficiente para sistemas com características radiais

que no caso brasileiro não se aplica para as redes de 138 a 69 kV.

A partir desta constatação mais geral do problema atual, o objetivo do projeto será tentar

incorporar a filosofia da tarifação locacional existente na TUST com a tarifação temporal

existente na atual TUSD. A ANEEL já iniciou este processo com a proposta da TUSDg mas que

precisa ser estendida para o segmento do consumo.

O Capítulo 2 apresenta a metodologia atual de cálculo da TUSD, detalhando suas componentes

e aplicações aos consumidores cativos, livres, concessionárias de distribuição e unidades

geradoras. O Capítulo 3 identifica os principais pontos de aprimoramento na estruturação da

TUSD com o intuito de criar uma tarifação mais justa que reflita a real utilização dos ativos



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envolvidos no suprimento. Finalmente, o Capítulo 4 apresenta as conclusões parciais

referentes a esta etapa do trabalho.



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2. Síntese Gerencial

Este relatório apresenta o resultado da primeira etapa do sub‐projeto de Estrutura Tarifária que tenta inserir o aspecto locacional ao sistema de 138 a 69 kV. Nesta etapa foi evidenciado o problema vigente do “gap” tarifário que representa a diferença das tarifas entre os níveis de tensão. Esta diferença deve existir naturalmente face ao maior nível de investimento quando se conecta a níveis de tensão mais baixos. O problema é que esta diferença não pode incentivar o usuário da rede a sair do Pool e construir a sua própria rede ou fazer bypasses para outros níveis de tensão.

Uma alternativa metodológica é contestar esta diferença mostrando que a solução isolada é melhor que a solução através do Pool, o que apresenta um absurdo econômico, evidenciando uma distorção tarifária. Esta possibilidade de contestação foi apresentada num projeto realizado com a ABRADEE quando da análise das tarifas entre distribuidoras supridas e supridoras.

A alternativa de tarifa locacional foi inicialmente introduzida pela ANEEL através da RN 346/09 para os geradores conectados as redes de 138 a 88 kV. Esta resolução inclui o conceito de rede unificada que será explorado no decorrer deste projeto visto que tende regionalizar os sistemas. A inclusão da metodologia nodal a esta redes não nos parece razoável, pois acaba carregando uma grande parcela selo.



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3. Metodologia Atual de Tarifação das Redes de Distribuição

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.

3.1 Um Breve Histórico

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 pela 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.



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3.2 As Tarifas de Fornecimento de Energia

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?

• A utilização do diagrama unifilar simplificado de fluxos entre os níveis de tensão

representa satisfatoriamente a distribuição de fluxos e a responsabilidade dos

consumidores na ponta do sistema?

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



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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 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 além 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



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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 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 3.1.

TETUSTTUSDTF ++= (3.1)

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).

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

algumas definições de parâmetros que serão utilizados nos cálculos.

3.2.1 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.

3.2.2 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



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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.

3.2.3 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.

3.2.4 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;

3.2.5 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.

3.2.6 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.

3.2.7 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;



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• Energia de Itaipu.

• Leilões.

3.2.8 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 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 3‐1 mostra os valores de custos

marginais padrão por nível de tensão utilizada pela ANEEL no cálculo das TUSD.

Tabela 3‐1 – 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

3.2.9 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 de 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:

1 Na realidade, o custo marginal é um caso particular do custo incremental quando o incremento de carga analisado tende a zero.



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• Posto tarifário ponta: Período definido pela concessionária e composto por 3 (três)

horas diárias consecutivas, exceção feita aos sábados, domingos 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 3‐2 apresenta um exemplo dos Custos Marginais de Capacidade calculados para uma

determinada empresa:

Tabela 3‐2 – 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 3‐3.

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.



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Tabela 3‐3 – Custos Marginais de Capacidade Ajustados P/FP

3.2.10 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 3‐1.



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Figura 3‐1 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.

3.2.11 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.

3.3 A 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



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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;

• Faturamento de encargos de uso dos sistemas de distribuição de 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.

• Faturamento de encargos de uso dos sistemas de distribuição de 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

3‐2.



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TUSD – PROINFA

TUSD – CDES/ 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 – CDES/ 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 3‐2 Componentes da TUSD

3.3.1 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.



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Perdas elétricas na Rede Básica, referentesao montante de Perdas Técnicas e não técnicas

Custo com o uso da rede dedistribuição de outras concessionárias

Custo com a Conexão à Rede Básica

TUST FR

TUST RB

Perdas elétricas na Rede Básica, referentesao montante de Perdas Técnicas e não técnicas

Custo com o uso da rede dedistribuição de outras concessionárias

Custo com a Conexão à Rede Básica

TUST FR

TUST RB

Figura 3‐3 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.

• 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



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MC E&MC E&

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.

3.3.2 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:

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 3‐4 Fatores da TUSD Fio‐B



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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.

3.3.3 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



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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 3‐5 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 – 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.

3.3.4 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



23

MC E&MC E&

e fora da ponta, valorado pelo custo médio ponderado de aquisição de energia da

concessionária de distribuição, em R$/MWh.

3.3.5 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$;

• 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.

3.3.6 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.

3.3.7 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 –



24

MC E&MC E&

CDE N/ NE (Sistema Interligado Norte/ Nordeste) 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.

3.3.8 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.

3.3.9 Parcelas da TUSD

Pela nova definição da RES 166/05 ficou estabelecido que a TUSD fosse dividida em duas

partes diferentes (Parcela A e Parcela B), que englobam todas as oito parcelas mencionadas

anteriormente. A Figura 3‐6 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.



25

MC E&MC E&

TUSTRB

TUSTFR

Custo de conexão aos sistemas de transmissão TUSD FIO-AUso da rede de distribuição de outras concessionárias

Perdas na Rede BásicaPerdas Téc. Dist. TUSD Perdas TécnicasPerdas Não Téc. Dist. TUSD Perdas Não Técnicas

RGRP&D TFSEEONSCCC TUSD CCCCDE TUSD CDEPROINFA TUSD PROINFA

Remuneração dos ativosQuota de reintegração decorrente da depreciação TUSD FIO-BCusto de operação e manutenção

TUST

Par

cela

B

TUSDTUSD ENCARGOS

Perdas Elétricas do Sistema Elétrico

Par

cela

A

Figura 3‐6 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.

3.4 A Tarifa de Distribuição de Energia Aplicada Aos Consumidores

As tarifas de distribuição possuem dois componentes: demanda de potência e consumo de

energia. A demanda de potência é medida em kW e corresponde à média da potência elétrica

utilizada pelo consumidor durante um intervalo de tempo especificado, normalmente 15

minutos, e é faturada pelo maior valor medido durante o período de fornecimento,

normalmente de 30 dias.



26

MC E&MC E&

O consumo de energia é medido em kWh ou em MWh e corresponde ao valor acumulado do

uso da potência elétrica ao longo de um determinado período de consumo, normalmente de

30 dias, correspondente a 730 horas de consumo.

As tarifas de demanda de potência são fixadas em R$/kW e as tarifas de consumo de energia

elétrica são fixadas em R$/MWh e especificadas nas contas mensais do consumidor em

R$/kWh.

As tarifas de energia elétrica estão estruturadas em dois grupos de consumidores: grupo A e

grupo B. As tarifas do grupo B referem‐se ao grupo de baixa tensão, e são destinadas aos

consumidores atendidos em tensões inferiores a 2,3 kV. As tarifas do grupo A são aplicadas aos

consumidores atendidos na rede de alta tensão, de 2,3 kV a 230 kV, e recebem denominações

em letras e algarismos indicativos da tensão de fornecimento de energia, conforme ilustrado

na Tabela 3‐4.

As tarifas desse grupo são construídas em três modalidades de fornecimento: convencional,

horo‐sazonal azul e horo‐sazonal verde. A convenção por cores é apenas para facilitar a

referência. A tarifa convencional apresenta um valor para a demanda de potência (R$/kW) e

outro para o consumo de energia (R$/MWh). Um consumidor atendido em alta tensão pode

optar pela estrutura tarifária convencional quando sua tensão de fornecimento estiver abaixo

de 69 kV e se a demanda contratada for inferior a 300 kW.

Tabela 3‐4 Identificação dos Grupos de Consumidores por Faixa de Tensão

Grupo Tarifário Tensão da Rede (kV)

A1 ≥ 230

A2 138

A3 69

A3a 34,5

A4 13,8

BT (Baixa Tensão) < 2,3

• Tarifa Convencional

A tarifa convencional pode ser aplicada para fornecimento de consumidores cativos que



27

MC E&MC E&

geralmente possuem conexão em níveis de tensão inferiores a 69 kV e demandas menores que

300 kW. A estrutura desse tipo de tarifa é caracterizada pela aplicação no consumo de energia

elétrica (kWh) e também na demanda de potência (kW). Além disso, a tarifa é a mesma

independentemente das horas de utilização do dia e dos períodos do ano.

A tarifa convencional é diferenciada pela faixa de tensão e pode possuir as duas componentes

(Demanda e Energia) ou somente energia (consumidores residenciais).

• Tarifas Horosazonais

O comportamento do consumo de energia ao longo do dia apresenta ligação com as

características da carga e também ao mercado de cada região. Além disso, a maior fonte de

geração de energia brasileira é a hidroeletricidade o que implica que a maior capacidade de

geração de energia ocorre no período de chuvas. Dessa maneira, foi desenvolvido o modelo de

estrutura tarifaria Horosazonal. Nesse tipo de tarifação foram criados diferentes valores de

acordo com os horários do dia e também com os períodos do ano.

Para a utilização diária são estabelecidos dois períodos, denominados “postos tarifários”. O

posto tarifário “ponta” corresponde ao período de três horas seguidas de maior consumo de

energia elétrica, por exemplo, entre 18 e 21 horas do dia e é estabelecido para cada

concessionária.

O posto tarifário “fora da ponta” compreende as demais horas dos dias úteis e as 24 horas dos

sábados, domingos e feriados. As tarifas no horário de “ponta” são mais elevadas do que no

horário “fora de ponta”.

Durante a utilização anual de energia são estabelecidos dois períodos – “período seco”,

quando a incidência de chuvas é menor, e “período úmido” quando é maior o volume de

chuvas. O período seco compreende os meses de maio a novembro e o período úmido os

meses de dezembro a abril de cada ano.

• Tarifa Horosazonal Verde



28

MC E&MC E&

A Tarifa Horosazonal Verde é composta por quatro valores diferentes de acordo com o horário

do dia (ponta e fora de ponta) e período do ano (seco e úmido). Além disso, esse tipo de tarifa

apresenta também um valor fixo (para cada subgrupo tarifário) para qualquer nível de

demanda de potência contratada. Portanto esse tipo de tarifa apresenta a seguinte estrutura

tarifária:

• Demanda de potência (kW): tarifa única para qualquer o período do ano;

• Consumo de energia (kWh):

‐ Tarifa para horário de ponta no período úmido;

‐ Tarifa para horário fora de ponta no período úmido;

‐ Tarifa para horário de ponta no período seco;

‐ Tarifa para horário fora de ponta no período seco;

É importante observar que o valor da tarifa de consumo na ponta é significativamente maior

que o valor da tarifa fora da ponta. Isso faz com que a tarifa horosazonal verde seja atrativa

para as unidades consumidoras que possuem controle do consumo de energia no horário da

ponta do sistema.

• Tarifa Horosazonal Azul

A tarifa horosazonal azul é estruturada através da aplicação de tarifas diferenciadas de

consumo de energia elétrica de acordo com as horas de utilização do dia e os períodos do ano,

bem como de tarifas diferenciadas de demanda de potência de acordo com as horas de

utilização do dia. . Esse tipo de tarifação exige a definição de uma demanda de contrato no

horário de ponta. O objetivo desta estrutura tarifária é a racionalização do consumo da energia

elétrica ao longo do dia e no ano, incentivando o consumidor, pelo valor diferenciado das

tarifas, a consumir mais energia elétrica nos horários do dia e nos períodos do ano em que a

energia elétrica é mais barata. Portanto esse tipo de tarifa apresenta a seguinte estrutura

tarifária:

• Demanda de potência (kW):



29

MC E&MC E&

‐ Tarifa para horário de ponta;

‐ Tarifa para horário fora de ponta;

• Consumo de energia (kWh):

‐ Tarifa para horário de ponta no período úmido;

‐ Tarifa para horário fora de ponta no período úmido;

‐ Tarifa para horário de ponta no período seco;

‐ Tarifa para horário fora de ponta no período seco;

As tarifas no “período seco” são mais altas, refletindo o maior custo de produção de energia

elétrica, devido a menor quantidade de água nos reservatórios das usinas hidrelétricas

provocando a eventual necessidade de complementação da carga por geração térmica, que é

mais cara.

3.4.1 TUSD Aplicada Aos Consumidores Cativos

As unidades consumidoras cativas são obrigadas a comprar energia da própria concessionária

local. Em troca da energia elétrica as unidades consumidoras exercem o pagamento de uma

tarifa de fornecimento para a concessionária de distribuição. Essa tarifa de fornecimento

refere‐se ao uso do sistema de distribuição e transmissão e também a parcela de energia

composta pelo mix de compra de energia da distribuidora.

A Tabela 3‐5 apresenta as componentes da Tarifa Média Final dos Consumidores Cativos

conectados à redes de distribuição. Nas duas colunas da esquerda são apresentadas as

componentes a serem da TUSD que representam o uso da rede representados pela parcela fio

(que é computada utilizando a demanda do consumidor) e a componente encargo (que é

computada utilizando o montante de energia utilizado pelo consumidor. A terceira coluna

representa o da tarifa de energia a ser paga a distribuidora. A tarifa de energia é formada pelo

mix de compra da distribuidora além de outros que custos são embutidos nessa tarifa.

Tabela 3‐5 Componentes da Tarifa de Uso do Sistema ‐ Consumidor Cativo

Tarifa Média Final ‐ Consumidor Cativo

Us o do Fio [R$/kW] Encargo [R$/MWh] Tarifa de Energia [R$/MWh]



30

MC E&MC E&

Remuneração e O&M Mix de Compra da Distribuidora

TUST CCC ESS

Perdas Técnicas CDE Transporte de Itaipu

Perdas Comerciais PROINFA Perdas da Rede Básica

Conexão com a Rede Básica Perdas Comerciais TFSEE

ONS P&D P&D

RGR TFSEE CVA

P&D CVA

TFSEE Realinhamento Tarifário

CVA

3.4.2 TUSD Aplicada Aos Consumidores Livres

Consumidor livre é aquele que, atendido em qualquer tensão, tenha exercido a opção de

compra de energia elétrica, conforme as seguintes condições, previstas nos artigos 15 e 16 da

Lei 9.074/1995:

O consumidor livre é um agente acessante do sistema de distribuição ou de transmissão, que

paga ao agente acessado uma tarifa de transporte (TUST e/ou TUSD) e compra energia de um

agente comercializador. O agente comercializador pode ser um gerador, uma distribuidora de

energia elétrica ou uma empresa de comercialização de energia.

É de livre escolha dos novos consumidores atendidos em qualquer tensão, cuja carga seja igual

ou maior que 3.000 KW, o fornecedor com quem contratará sua compra de energia elétrica.

Os consumidores livres deverão formalizar junto ao agente de distribuição local, com

antecedência mínima de cinco anos, a decisão de retornar à condição de consumidor atendido

mediante tarifa e condições reguladas.

A Tabela 3‐6 apresenta as componentes da Tarifa Média Final dos Consumidores Livres

conectados à redes de distribuição. Nas duas colunas da esquerda são apresentadas as

componentes a serem da TUSD que representam o uso da rede representados pela parcela fio

e a componente encargo. A terceira coluna representa o preço de compra da energia a ser

utilizada pelo consumidor (a energia pode ser contratada junto a qualquer agente do sistema



31

MC E&MC E&

fazendo com que o preço seja livremente negociado). A quarta coluna representa outros

custos que o consumidor livre deve arcar.

Tabela 3‐6 Componentes da Tarifa de Uso do Sistema ‐ Consumidor Livre

Tarifa Média Final ‐ Consumidor Livre

Tarifa de Uso do Sistem

a

Fio [R$/kW] Encargo [R$/MWh] Preço Energia[R$/MWh] Outros Custos

Remuneração e O&M Contrato

TUST CCC de Conexão

Perdas Técnicas CDE Mix de Compra

Perdas Comerciais PROINFA do Consumidor Perdas na

Conexão com a Rede Básica Perdas Comerciais Livre Rede Básica

ONS P&D

RGR TFSEE CCEE

P&D CVA

TFSEE ESS

CVA

Em geral a TUSD aplicada aos Consumidores Livres é menor que as parcelas das tarifas

horosazonais, referentes à demanda, utilizadas para tarifação dos grandes consumidores

cativos das distribuidoras. Além disso, o Consumidor Livre pode negociar o preço da energia

com outros agentes do sistema, obtendo muitas vezes benefícios em relação ao valor da

energia (mix de compra) da distribuidora que teria que pagar caso continuasse como

consumidor cativo.

Os consumidores potencialmente livres geralmente avaliam o benefício econômico de se optar

por outro comercializador de energia, confrontando o custo dos serviços prestados pela

distribuidora na condição de cativos com o custo resultante da agregação das tarifas de uso

dos sistemas de transmissão e de distribuição, e dos preços de geração e comercialização,

estes dois últimos sendo negociados livremente no mercado.



32

MC E&MC E&

3.5 TUSD Aplicada Às Distribuidoras Supridas Por Outras Distribuidoras

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

3‐7.

TUSD FIO-ATUSD TUSD FIO-B

SUPRIDAS TUSD Perdas TécnicasRGR

TUSD ENCARGOS P&D

Figura 3‐7 Componentes da TUSD das distribuidoras supridas por outras distribuidoras

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.



33

MC E&MC E&

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.

3.6 TUSD Aplicada Aos Geradores – TUSDg

A Resolução Normativa 166 de 10 de outubro de 2005 estabeleceu que as Tarifas de Uso dos

Sistemas de Distribuição aplicáveis às Unidades Geradoras (TUSDg) conectadas às Demais

Instalações de Transmissão (DIT) ou às redes de propriedade das concessionárias de serviços

públicos de distribuição de energia elétrica seria equivalente ao menor valor da tarifa fora de

ponta dos níveis de tensão fixados para cada distribuidora, ou a média regional no caso das

concessionárias de distribuição que operam somente redes de tensão igual ou inferior a 34,5

kV. A esta definição, foi acrescentado na NT 86/08, o conceito de que a TUSDg é também

definida pelo valor da TUSTFR da rede compartilhada acessada, quando o acesso ocorre à DIT

compartilhada ou secundário de transformadores de fronteira da Rede Básica.

Esta consideração não guarda nenhum respaldo técnico e não proporciona aos acessantes um

sinal econômico correto, em função do seu impacto no uso da rede. Recentemente a ANEEL

apresentou uma nova proposta para o cálculo da TUSDg aplicada às centrais geradoras

conectadas em 138 kV e 88 kV, com todos os procedimentos que culminaram na Audiência

Pública 026/2008.

A Nota Técnica 001, de 8 de janeiro de 2009 apresenta uma análise das contribuições

recebidas na AP 026/2008, referentes à medotologia de cálculo da TUSDg e em 13 de janeiro

de 2009, foi emitida a Resolução Normativa 349, que estabelece os critérios para o cálculo

locacional da TUSDg para os níveis de tensão de 138 kV e 88 kV. A TUSDg é calculada na versão

4.2 do software Nodal, que encontra‐se disponível no site da ANEEL, bem como a base de

dados para o cálculo.



34

MC E&MC E&

3.6.1 Rede Unificada

Para o cálculo das tarifas de uso da rede de distribuição, são definidas as redes unificadas – RU

como: conjuntos de instalações de transmissão e distribuição, na tensão de 138 kV ou 88 kV,

que possuam pelo menos uma central geradora conectada, incluindo transformadores de

potência classificados como Rede Básica com tensão secundária de 138 kV ou 88 kV, Demais

Instalações de Transmissão – DIT compartilhadas ou de uso exclusivo de concessionárias ou

permissionárias de distribuição e instalações de propriedade das concessionárias ou

permissionárias de distribuição, separadas entre si segundo critérios técnicos. Os critérios para

definição de uma Rede Unificada foram descritos na Nota Técnica nº 86/2008‐SRD/SRT/ANEEL,

e é de responsabilidade da ANEEL, com base nessas premissas, definir cada Rede Unificada.

3.6.2 Receita da Rede Unificada

A receita da RU é uma composição das Receitas Anuais Permitidas dos transformadores de

potência classificados como Rede Básica, com tensão secundária de 138 kV ou 88 kV; receitas

anuais permitidas (RAPs) das DIT compartilhadas ou de uso exclusivo de concessionárias ou

permissionárias de distribuição, no nível de tensão de 138 kV ou 88 kV e receita anual apurada

pela ANEEL para as instalações em 138 kV ou 88 kV, incluídos os transformadores de potência

com tensão secundária nestes níveis de tensão, de propriedade de concessionárias ou

permissionárias de distribuição.

3.6.3 Componentes da TUSDg

A TUSDg é atualmente formada por três componentes tarifárias como segue:

I. TUSDg‐D/DIT: parcela relativa à receita da Rede Unificada ‐ RU;

II. TUSDg – T: parcela relativa ao fluxo de exportação para a rede básica; e

III. TUSDg – ONS: parcela relativa ao custeio do ONS.

A componente TUSDg‐D/DIT é estabelecida com base na metodologia nodal adotada para o

cálculo das Tarifas de Uso do Sistemas de Transmissão (TUST), disposta no Anexo da Resolução

nº 281, de 1º de outubro de 1999. A Resolução Normativa 349 de 2009 estabelece os

seguintes critérios de cálculo da TUSDg:



35

MC E&MC E&

I. Rateio da receita de referência da RU de forma proporcional às cargas e aos

Montantes de Uso do Sistema de Distribuição – MUSD contratados por centrais

de geração representados na RU, considerando a diferença de montantes como

geração ou carga fictícia, de acordo com a equação a seguir:

(3.2)

Onde:

Parcela da receita de referência alocada ao segmento geração;

Receita de referência da RU;

Geração real da RU despachada conforme fluxo de potência de

referência;

fluxo da rede básica para a rede unificada. Ou seja, ; realreal CG <

fluxo da rede unificada para a rede básica. Ou seja, . realreal CG >

A geração ou carga fictícia deverão ser apuradas pelo líquido, com base no déficit de geração

ou consumo da RU. Caso haja déficit de Geração real em relação à carga, a RU é considerada

importadora. De maneira oposta, caso haja déficit de carga em relação à Geração real, existirá

fluxo de potência da RU para a Rede Básica, e nesse caso a RU é considerada exportadora de

potência.

II. Limite mínimo de zero e máximo de cem por cento para o fator de ponderação de

carregamento das linhas de transmissão e transformadores de potência;

III. Consideração do despacho de todas as centrais geradoras de forma proporcional

às suas potências instaladas, com base no fluxo de potência de referência para

atendimento às cargas dos submercados a que estiverem conectadas as referidas

centrais.

IV. Uso das capacidades nominais de longa duração constantes dos Contratos de

Prestação de Serviços de Transmissão – CPST, para os transformadores de

potência integrantes da Rede Básica.



36

MC E&MC E&

V. Uso de valores padronizados para as capacidades nominais de longa duração das

linhas de transmissão e transformadores de potência pertencentes às

concessionárias ou permissionárias de distribuição ou integrantes das DIT,

segundo critérios definidos pela ANEEL.

VI. Uso de valores padronizados de custos de reposição de equipamentos para as

linhas de transmissão e transformadores de potência, para fins de cálculo dos

custos unitários dos equipamentos, segundo critérios definidos pela ANEEL.

VII. Valor mínimo da tarifa igual a zero.

3.6.3.1 Metodologia Nodal

A metodologia para cálculo da TUST baseia‐se no conceito de tarifas nodais, no qual cada

usuário do sistema paga encargos de uso relativos ao nó da rede no qual está conectado.

Assim 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.

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 barra j do sistema o coeficiente πj

é obtido através dos custos dos circuitos, das capacidades dos circuitos, dos coeficientes de

sensibilidade e dos fatores de ponderação como mostra a Equação (3.3).

(3.3)

Onde:

Tarifa nodal para geração na barra j;

Custo do circuito k;

Capacidade do circuito k;



37

MC E&MC E&

Número total de circuitos;

Variação de fluxo no circuito k devido à injeção de 1 pu na barra j;

Fator de ponderação sobre a utilização do circuito k.

As sensibilidades dependem apenas da configuração do sistema e do sentido do fluxo em cada

ramo k e são independentes da barra de referência. O fator de 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 3.4

(3.4)

Onde:

Fluxo de Potência Ativa no circuito k

Capacidade do circuito k;

Fator de carregamento mínimo (0);

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 3.5

(3.5)

Onde:



38

MC E&MC E&

Receita Permitida Total para a transmissão;

Tarifa nodal para geração na barra j;

Potência contratada na barra j;

Parcela de ajuste.

3.6.3.2 Cálculo da TUSDg‐D/DIT

A TUSDg‐D/DIT é composta por uma parcela locacional calculada utilizando a Equação 3.5

conforme foram apresentadas na Seção 0 e é feito em duas etapas: TUSD RC ‐ considerando a

rede e barras das redes compartilhadas e TUSD RD ‐ considerando a rede e barras das

distribuidoras. Para garantir a recuperação da receita alocada ao segmento geração, deve‐se

apurar um componente selo, de acordo com a Equação 3.6:

(3.6)

Onde:

Parcela selo da tarifa de geração;

Receita alocada ao segmento geração pela relação do montante de carga e

geração da rede unificada de acordo com a Equação 3.2;

Tarifa nodal de geração da barra j;

Capacidade disponível na barra j;

Número de barras da Rede Unificada;

Número de distribuidoras da Rede Unificada.



39

MC E&MC E&

Finalmente, a tarifa de uso do sistema de distribuição definida para uma central geradora “U”

é dada pela soma das tarifas nodais das barras em que esta central estiver conectada,

acrescida da parcela selo:

( )

( )GseloNB

ii

NB

ii

iGnodal

UDITD U

U

MUSD

MUSDTUSDg −

=

=−

+=

∑

∑π

π

1

1/

* (3.7)

Sendo:

=UNB Número de barras de conexão da usina U com a rede unificada.

3.6.3.3 Cálculo da TUSDg‐T

Para uma rede unificada exportadora, são apurados os fluxos nas fronteiras com a rede básica.

Para o fluxo exportador será atribuída um montante de uso proporcional (“MUST”) com base

no fator de despacho proporcional. Para este montante de uso será apurado um encargo com

base na tarifa de transmissão – TUST da barra de fronteira com a rede básica. Por fim, esse

encargo é rateado entre os geradores pertencentes à rede unificada proporcional ao montante

de uso de cada gerador e ao sinal tarifário da transmissão.

(3.8)

(3.9)

Onde:

Montante de uso atribuído ao fluxo de exportação da rede unificada para a

rede básica na barra i;

Capacidade de geração da usina U, conectada na barra j;

Fluxo de exportação da rede unificada para a rede básica na barra i;



40

MC E&MC E&

Fator de despacho proporcional da rede unificada n (despacho proporcional/

capacidade disponível);

Parcela da TUSDg que recupera os custos da exportação para a rede básica;

Tarifa de uso de transmissão (rede básica) da barra i;

Número de barras de conexão da usina ;

Número de geradores da RU;

Número de pontos de exportação de fluxo para a rede básica.

O fator de despacho é calculado da seguinte maneira:

∑

∑= NU

U

NU

U

n

instPot

despFdep (3.10)

Onde:

nunificadarededaalproporciondespachodeFatorFdepn =

=Udesp despacho proporcional do gerador U

=UinstPot Potência instalada da usina U

=NU número de geradores

3.6.3.4 Cálculo da TUSDg‐ONS

A componente tarifária TUSDg‐ONS será calculada com base no orçamento anual do Operador

Nacional do Sistema Elétrico – ONS, homologado pela ANEEL, de forma proporcional aos

Montantes de Uso dos Sistemas de Transmissão – MUST e de Distribuição –MUSD contratados

pelas centrais geradoras. Será apurada da seguinte forma:

(3.11)

Onde:



41

MC E&MC E&

‐ Receita de custeio do ONS, apurada pela ANEEL e definida na Nota

Técnica de cálculo anual da TUST;

MUST, MUSD ‐ Montante de uso considerado no cálculo da TUST e TUSDg

respectivamente.

3.7 Conclusão

A partir da descrição dos procedimentos atuais de cálculo da TUSD, observa‐se que houve um

avanço na determinação da receita permitida das distribuidoras, mas no que se refere à

estrutura tarifária está sendo mantida a metodologia desenvolvida há duas décadas.

Recentemente, na tentativa de melhorar o sinal tarifário para os geradores conectados às

redes de 138 a 88 kV, a ANEEL expandiu a metodologia Nodal para estas redes, mas

incorporou outro problema como a definição da rede unificada (RU) onde a tarifa passa a ser

muito dependente. No segmento do consumo nada foi proposto para melhorar a estrutura

vigente.



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MC E&MC E&

4. Principais Obstáculos Na Estrutura Atual

A Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição deveria refletir as responsabilidades dos acessantes

na composição dos custos das redes de distribuição. Em função da características destas redes,

é possível identificar duas partes bem distintas: as redes de 138 a 69 kV e a rede com tensão

igual ou inferior a 34,5 kV. A primeira parte não apresenta em geral características radiais onde

originalmente a tarifa por nível tem melhor consistência. Portanto, a tarifação por nível de

tensão para todos os agentes (consumo e geração) para estas redes incorpora custos e

subsídios que distorcem o sinal econômico.

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. A idéia

é que o uso compartilhado traga benefícios a todos os acessantes minimizando os seus custos.

No que se refere às distribuidoras evita‐se o sobre‐investimento e a ociosidade da rede

existente o que contribui para a modicidade tarifária.

4.1 Análise da TUSD Aplicada a Consumidores Cativos e Livres

Conforme já apontado no capítulo anterior, a TUSD aplicada aos consumidores cativos e livres

tem como base uma metodologia desenvolvida há duas décadas. Esta metodologia poderia

ainda ser aplicada às redes com características radiais, mas não às redes de 138 a 69 kV, que

tem predominantemente características de malha. Além disto, a proximidade com a rede

básica reforça a distorção existente entre as duas filosofias de cálculo da TUST e da TUSD

fazendo com que os consumidores em A2 e A3 cogitem sempre em migrar para a rede básica.

É importante lembrar que a tarifa não só depende da estrutura, mas também da forma como o

nível tarifário é definido pela agencia reguladora. Se existem diferenças filosóficas na definição

do nível tarifário entre a transmissão e distribuição elas refletem também no valor final da

tarifa e a estrutura não pode ser a solução final para as distorções existentes.

Neste trabalho, será sempre perseguida uma solução de compromisso entre as metodologias

atuais de tal forma que as propostas não venham a alterar profundamente o sistema atual.

Além disto, está sendo desenvolvido em paralelo a este trabalho um outro projeto que irá



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identificar melhorias na tarifação da transmissão e que caso forem colocadas em prática

deverão estar coerentes com o que for desenvolvido no âmbito deste trabalho.

4.2 Análise da TUSD Aplicada às Concessionárias de Distribuição

Antes da AP 13/06, a ANEEL, para tentar igualar as tarifas dos consumidores de distribuidoras

supridas e supridoras, 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 Marangon Consultoria e Engenharia (MC&E), juntamente com a ABRADEE, apresentou uma

nova proposta para determinação da TUSD para concessionárias e permissionárias com

mercado inferior a 500GWh/ano com o intuito de se criar um procedimento mais justo para os

cálculos das tarifas. A idéia básica da metodologia 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.

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

a Rede Básica construindo a sua própria conexão ou sistema.

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.



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Esta proposta poderia ser estendida aos demais consumidores cativos e livres, assim como aos

geradores conectados a estas redes, ou seja, sempre buscando uma avaliação do uso de cada

elemento da rede.

4.3 Análise da TUSD Aplicada às Unidades Geradoras

A solução proposta pela ANEEL para cálculo da TUSDg representa uma extensão da

metodologia Nodal às redes de 138 – 88 kV alterando o atual sistema de tarifa por nível de

tensão onde o pagamento é feito pela menor tarifa de consumo não apresentando nenhum

embasamento técnico.

A justificativa da ANEEL para não englobar as redes de 69 kV nesta proposta não foi

convincente e provavelmente deverá ser incluída mais tarde, pois estas redes apresentam as

mesmas características das redes de 138 kV e 88 kV. A justificativa de que a relação entre a

resistência e reatância é maior para o 69 kV do que para o 138 kV afetando o cálculo das

perdas quando se usa o fluxo DC não é razoável. É verdade que quando se aproxima a níveis de

tensão mais baixos as perdas aumentam e a não linearidade é mais marcante, mas a diferença

do 69 kV com o 88 kV é pequena e não deve ser colocada como fronteira entre a tarifa nodal e

a tarifa por níveis. Além desta justificativa, uma outra mais marcante é a característica da rede

no que se refere a ser radial ou malhada. As redes com tensões iguais a 34,5 kV ou menor são

geralmente radiais e o tratamento com a metodologia Nodal não se justificaria, ao passo que

as redes de 69 kV formam em muitos casos anéis e apresentam distancias significativas

justificando um tratamento locacional.

A forma como a Metodologia Nodal foi estendida para as redes de 138 – 88 kV não resolve o

grave problema atual em que os agentes tentam fugir das redes de distribuição para a rede

básica em busca de uma tarifa tão menor que justifica os investimentos em transformação

para níveis mais altos de tensão. A principal falha está na definição da rede unificada que ao

incorporar o selo acabam criando ambientes diferentes que destoam da rede básica não

resolvendo o problema dos desníveis (“gaps”) tarifários. A convergência tarifária acaba não

sendo obtida apesar de se afirmar na NT17/07 o contrário. O agente é colocado frente a duas

redes próximas com tarifas dispares fazendo com que ele seja induzido a se conectar em níveis

de tensão mais elevados criando ociosidade nas redes de distribuição existentes.



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O fator de ponderação eleva a parcela selo e com isso aumenta o “gap” tarifário

comprometendo mais ainda a convergência tarifária. A relação 0‐100 sugerida na RN117/04 é

ruim, pois coloca parcela selo em circuitos bastante carregados e retira a parcela selo de

circuitos pouco carregados.

Na NT17/07, a ANEEL diz que a convergência tarifária é garantida ao calcular a tarifa quando

são utilizados os geradores fictícios para representar as conexões com os circuitos da rede

básica intactos. Isto não é verdade, pois segundo o teorema de Thevenan, o que está se

fazendo é apenas mantendo o equivalente elétrico mais apurado, mas nada se pode afirmar

quanto à distribuição dos custos nodais visto que eles podem mudar drasticamente quando

utilizamos a parcela selo por exemplo.

4.4 Conclusão

Este capítulo apresentou as principais falhas na estrutura tarifária existente como também na

estrutura proposta recentemente pela ANEEL para atender os geradores. Conforme pode ser

observado, a estrutura atual não consegue emitir os sinais econômicos para os agentes com

uma certa lógica necessitando urgente de uma melhoria.



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5. Conclusões e Considerações Finais

Este primeiro relatório apresentou a estrutura atual da tarifa de uso do sistema de distribuição

(TUSD) como também um primeiro diagnóstico dos problemas vigentes. Um dos principais

problemas se refere ao não casamento das tarifas entre os níveis de tensão provocando o

“gap” tarifário. É natural que as tarifas de níveis de tensão mais baixos devem ser maiores,

mas não o suficiente para permitir a migração de consumidores para os níveis mais altos com

cargas relativamente pequenas. Isto torna o sistema menos eficiente ocasionando um custo

adicional para todos os consumidores.

Na etapa seguinte do projeto onde serão propostos novos aprimoramentos, a equipe do

projeto entende que seriam necessários os seguintes dados:

1. Custos individuais dos elementos das redes de 138 kV a 69 kV a partir dos dados das

revisões tarifárias das empresas que servirão de piloto do nosso projeto. Nestes custos

deverão estar incluídos os custos operacionais associados à empresa de referencia, a

depreciação e a remuneração do ativo. Notar que no caso da empresa de referencia existe

a necessidade de alocar os custos administrativos e os custos comerciais além dos custos

de O&M propriamente ditos. Muito destes dados já estão disponíveis na NT associado às

revisões tarifárias.

2. Configuração das redes de 138 a 69 kV das empresas‐piloto com os dados padrões de

“loadflow” (ANAREDE). A maioria destes dados já estão disponíveis para as redes de 138 a

88 kV em função do cálculo da TUSDg.

3. Capacidade dos circuitos de 138 a 69 kV bem como as respectivas extensões físicas

(km). Os dados da rede de 138 e 88kV também já estão disponíveis (em função da TUSDg)

mas o mesmo não ocorre para as redes de 69 kV .

4. Medição dos fluxos horários nas SDs com tensões primárias de 138 a 69 kV para avaliar

o fator de capacidade e introduzir o fator temporal na nova análise espacial das redes de

138 a 69 kV (estes fluxos deverão também ser usados na parte da TRconsultoria). Estas

medições poderão ser com base horária para um horizonte de um ano.

5. Perfil dos consumidores e geradores conectados diretamente nas redes de 138 a 69

kV, Medições de potencia ativa horária para o período de um ano.



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6. Fluxos de potencia ativa com medição horária das conexões das redes de 138 a 69 kV

com a rede básica.



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6. Referências Bibliográficas

[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. 044 de 1999

[10] Resolução Normativa ANEEL Nº. 349 de 13 de janeiro de 2009

[11] Nota Técnica ANEEL Nº. 236 de 05 de setembro de 2006

[12] Nota Técnica ANEEL Nº. 86 de 14 de abril de 2008

[13] Nota Técnica ANEEL Nº. 01 de 08 de janeiro de 2009

[14] Decreto Nº. 5.163, de 30 de julho de 2004

[15] Decreto Nº. 5.499, de 25 de julho de 2005

[16] Contribuição da ABRADEE à Audiência Pública 013/2006

metodologia para estabelecimento de estrutura tarifria...

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