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AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA ANEEL

METODOLOGIA DO CÁLCULO DAS

TARIFAS DE USO DOS SISTEMAS DE

DISTRIBUIÇÃO

Revisão das Tarifas Publicadas na

Resolução ANEEL n.º 286/99

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ÍNDICE ANALÍTICO

INTRODUÇÃO .............................................................................................................................1

HISTÓRICO..................................................................................................................................3

I. RECEITA DE DISTRIBUIÇÃO...........................................................................................5 1. Determinação da Margem “D + C”.............................................................................................................. 6 2. Abertura da Margem “D + C” nas parcelas de Distribuição e Comercialização .......................................... 7 3. Determinação da Receita de Distribuição .................................................................................................... 8

II. ESTRUTURA TARIFÁRIA ..........................................................................................9 CUSTOS MARGINAIS .....................................................................................................................9

1. CIMLP ......................................................................................................................................................... 9 2. LQO ........................................................................................................................................................... 12

TIPOLOGIAS ................................................................................................................................14 1. Caracterização da Carga............................................................................................................................. 14 2. Custos Marginais de Capacidade ............................................................................................................... 17

III. TARIFAS .......................................................................................................................18

IV. MECANISMO DE IMPLANTAÇÃO.........................................................................20

V. CASO EXEMPLO ........................................................................................................22 Etapa 1 – Cálculo da Receita de Distribuição ..................................................................................................... 22 Etapa 2 – Abertura da Receita de Distribuição, .................................................................................................. 28 Etapa 3 – Cálculo das Tarifas de Uso ................................................................................................................. 37 Etapa 4 – Implantação das Tarifas de Uso calculadas......................................................................................... 38

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Introdução

Em 01 de outubro de 1999, a ANEEL editou a Resolução n. º 286/99, estabelecendo as tarifas de uso dos sistemas de distribuição a serem praticadas para os consumidores livres e geradores conectados a estes sistemas. Adicionalmente, a Resolução incumbiu as distribuidoras de elaborarem uma série de estudos visando a melhor identificação dos custos incorridos com o uso das redes de distribuição. Estes estudos deveriam ser submetidos à ANEEL para dar suporte aos trabalhos a serem realizados periodicamente pela Agência. O objetivo é ajustar os valores de tarifas a serem praticados com os custos incorridos nas redes de distribuição para atendimento aos consumidores livres e geradores conectados ao sistema. Durante o ano de 2000, as concessionárias apresentaram seus estudos relativos à tarifação do uso dos sistemas de distribuição. A ANEEL, em função dos resultados obtidos e buscando tornar público o processo de cálculo de tarifas de uso, apresenta esta Nota de Esclarecimento que focará os resultados e as suas implicações evitando discutir metodologias e conceitos que já foram estabelecidos no setor elétrico ao longo das últimas décadas. Inicialmente, é feito um breve histórico dos principais eventos que ocorreram ao longo do desenvolvimento do trabalho. A partir dos capítulos I a IV, a nota está estruturada na seqüência natural utilizada para determinação dos valores das tarifas. Finalmente, no capítulo V, apresenta-se um caso exemplo, para uma empresa fictícia, onde os conceitos apresentados nos capítulos precedentes poderão ser verificados numericamente. A figura a seguir apresenta esquematicamente a seqüência de atividades empreendidas na elaboração do trabalho, que pode ser descrita simplificadamente pelas seguintes etapas:

Etapa 1 – Cálculo da Receita de Distribuição; Etapa 2 – Abertura da Receita de Distribuição, por nível de tensão, utilizando os Custos

Marginais de Capacidade; Etapa 3 – Cálculo das Tarifas de Uso utilizando a Receita de Distribuição a ser recuperada;

Etapa 4 – Mecanismo de implantação das Tarifas de Uso calculadas.

Assim o objetivo deste trabalho é apresentar a metodologia a ser utilizada nas futuras revisões das tarifas de uso dos sistemas de distribuição.

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Figura 0-1 - Resumo do Processo de Cálculo de Tarifa de Uso

Etapa 2

Etapa 1

Etapa 3

Etapa 4

R$

R$

R$

R$

R$

138kV

88kV

69kV

34,5kV

13,8kV

BT

Custos Marginais

Tarifas de Fornecimento Mercado Realizado 1999

Expectativa de Receita Total

R$ Receita de

Distribuição

Despesas

Margem "D+C"

Diagramas de Carga

Responsabilidade de cada cliente na composição

do Custo Marginal por

nível de tensão

Custos Contábeis de Distribuição

Custos Contábeis de Comercialização Custos Totais

D +C %D e %C

Tarifa por Nível de Tensão

Mercado R$

Receita de Comercialização

Receita de

Distribuição R$

R$

R$

R$

R$

R$

R$

138kV

88kV

69kV

34,5kV

13,8kV

Menor 2,3kV

Custos Marginais

Tarifas de Fornecimento Mercado Realizado

Expectativa de Receita Total

R$ Receita de

Distribuição

Despesas

Margem "D+C"

Diagramas de Carga

Responsabilidade de cada cliente na composição

do Custo Marginal por

nível de tensão

Custos Contábeis de Distribuição

Custos Contábeis de Comercialização Custos Totais

D +C %D e %C

Tarifa por Nível de Tensão

Mercado R$

Receita de Comercialização

Receita de

Distribuição R$

R$

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Histórico

A Resolução ANEEL n. º 286/99 estabeleceu, os valores das tarifas de uso a serem praticados e determinou que as concessionárias de distribuição de energia elétrica deveriam, no prazo de 6 (seis) meses, contados a partir da sua publicação, em 4 de outubro de 1999, apresentar à ANEEL propostas de Tarifas de Uso para suas redes de distribuição. Esta proposta deveria estar baseada nas seguintes diretrizes:

• Estudos e justificativas de fixação dos valores atribuíveis aos serviços de distribuição, em cada nível de tensão, tendo como base as suas tarifas de fornecimento e a separação das atividades de distribuição e comercialização;

• Proposta de sinalização horária para a tarifa de uso dos sistemas de distribuição,

estabelecendo por nível de tensão a relação entre os horários de ponta e fora de ponta;

• Proposta de tarifação de uso das instalações de distribuição para os barramentos com tensão entre 138 kV e 69 kV, com base na metodologia nodal, considerando as interligações com outros sistemas de distribuição e as instalações de transmissão não componentes da Rede Básica;

• Proposta de estrutura tarifária para as tarifas de uso nos demais níveis de tensão,

observando os diversos tipos de consumidores, com base nos custos marginais de expansão para cada nível de tensão.

Em 31 de março de 2000, considerando as dificuldades encontradas para elaboração dos trabalhos pelas distribuidoras, manifestadas através de inúmeras correspondências, a ANEEL publicou a Resolução ANEEL n. º 076/2000, prorrogando para 31 de maio de 2000 o prazo de envio da proposta de tarifas de uso. Em 31 de maio de 2000, por meio da Resolução ANEEL n. º171/2000, o prazo de encaminhamento das propostas de tarifas de uso de distribuição foi novamente prorrogado para 17 de julho de 2000. Na definição dos valores publicados na Resolução ANEEL n. º 286/99, a ANEEL construiu a tarifa das distribuidoras através de um processo denominado “top-down”, ou seja, a construção dos valores de tarifa a partir do valor global das receitas obtidas descontados os valores relativos às despesas incorridas com os consumidores. Assim, adotou-se o seguinte procedimento:

• Determinação da Receita de Fornecimento, por subgrupo tarifário, utilizando o mercado declarado no sistema PLANTE e as tarifas de fornecimento vigentes em setembro de 1999, na composição dessa receita foram utilizados somente os mercados dos consumidores faturados pela Tarifa Horosazonal Azul.

• Identificação dos custos, por subgrupo tarifário, em geração, transmissão, encargos

setoriais (RGR e CCC) e tributos (COFINS, PIS /PASEP e ICMS);

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• Determinação da Margem “D + C”, para cada subgrupo tarifário, obtida pela diferença entre a Receita de Fornecimento e os custos identificados;

• Fixação da Receita Líquida associada à Distribuição em cerca de 70% da Margem “D +

C”, para cada subgrupo tarifário;

• Determinação da Receita Líquida Total, associada à Distribuição, obtida pelo somatório das Receita Líquidas de cada subgrupo tarifário;

• Desagregação da Receita Líquida Total, por nível de tensão, com base em dados

históricos de custos marginais de fornecimento;

• Cálculo das tarifas de uso das redes de distribuição. Os capítulos seguintes apresentarão a metodologia adotada para o cálculo dos valores de tarifas de uso a serem praticados pelas empresas de distribuição de energia elétrica.

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I. RECEITA DE DISTRIBUIÇÃO Este capítulo apresenta a sistemática utilizada para a definição da receita atribuída ao serviço de distribuição. Esta receita é fundamental para todo o estudo que se segue, uma vez que definirá o montante de receita a ser recuperado quando da aplicação das tarifas de uso propostas aos mercados das concessionárias. De início, cabe observar os seguintes aspectos:

a) É de interesse da empresa detentora de redes de distribuição que as tarifas de uso de suas instalações reflitam, da forma mais aderente possível, os custos de atendimento dos clientes conectados nos diversos níveis de tensão;

b) Os consumidores potencialmente livres poderão avaliar o benefício econômico de optar

por outro comercializador de energia, confrontando o custo dos serviços prestados pela distribuidora com o custo resultante da agregação das tarifas de uso dos sistemas de transmissão e de distribuição, e os preços de geração e comercialização;

c) Se o encargo de uso da distribuição estiver num nível abaixo do custo adicional da

concessionária para atender um determinado consumidor, além do prejuízo localizado que é imputado à concessionária existe uma sinalização econômica errada para o consumidor. Muitas vezes, o prejuízo localizado pode ser absorvido por excedentes em outras áreas da companhia o que denota um subsídio cruzado.

d) Se, ao contrário, o encargo de uso da distribuição estiver num nível acima do

investimento necessário para que o consumidor construa um “bypass” na rede, haverá uma fuga de usuários do sistema de distribuição. Este “bypass” poderá ser de um nível de tensão para outro mais a montante dentro da própria distribuidora ou para um da rede básica. Esta fuga não é saudável visto que o uso compartilhado das redes de transmissão e distribuição tende a apresentar um custo global menor beneficiando diretamente o consumidor final.

e) Se as tarifas de uso das redes de distribuição representarem efetivamente os custos que os

clientes imputem ao sistema, em cada nível de tensão, caso um cliente venha a optar por outro fornecedor, o resultado econômico para a distribuidora deverá ser neutro. Ela continuará recebendo do cliente o justo encargo pelo uso de suas redes.

O procedimento para a definição da Receita de Distribuição envolve três fases:

1. Determinação da Margem “D + C”; 2. Abertura da Margem “D + C” nas parcelas de Distribuição e Comercialização; 3. Determinação da Receita de Distribuição.

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1. Determinação da Margem “D + C” Com o objetivo de não alterar o equilíbrio econômico - financeiro do contrato de concessão, a receita de cada distribuidora é definida de modo a preservar a margem atualmente auferida pela concessionária. Para a definição da Margem “D+C”, inicialmente é realizado o cálculo da Receita Total de Fornecimento e Suprimento, a partir do mercado de referência do último reajuste tarifário da empresa, aplicando-lhe as tarifas de fornecimento/suprimento em vigor. Mercado de referência é o mercado realizado nos últimos 12 meses anteriores ao último reajuste tarifário contratual da concessionária. O montante assim obtido é compatível com a receita resultante dos cálculos do último Índice de Reajuste Tarifário Contratual anual (IRT). O cálculo da Receita Total de Fornecimento e Suprimento é apresentado no formato de tabela, aberta por nível de tensão e tipo de tarifa, como ilustrado a seguir:

Figura I-1 - Cadastro da Receita de Fornecimento/Suprimento ( A4 – AZUL )

Figura I-2 - Cadastro da Receita de Fornecimento/Suprimento ( A4 – VERDE )

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Figura I-3 -Cadastro da Receita de Fornecimento/Suprimento ( A4 – CONVENCIONAL )

Em seguida, para a definição da Margem “D+C”, identificam-se os custos não pertinentes ao transporte de potência nas linhas e redes de distribuição, ou seja, os custos a serem subtraídos da Receita de Fornecimento, quais sejam: a) O pagamento às Geradoras pela compra de energia e demanda de geração, inclusive os custos

atribuíveis à geração própria. Os custos de geração própria são calculados mediante o uso da tarifa de geração definida para empresa ou pelo “mix” de compra. Considera-se a parcela do encargo referente à compensação financeira pelo uso de recursos hídricos para geração de energia elétrica incluída na tarifa utilizada para quantificação do montante de geração própria;

b) O pagamento às transmissoras pelo uso do sistema de transmissão. No caso de empresas

compradoras de energia de Itaipu é incluído nesse item o pagamento a FURNAS pelo transporte no tronco de transmissão de Itaipu. Caso a empresa possua ativos remunerados na Rede Básica, a correspondente receita auferida, via ONS, é descontada dos pagamentos em questão;

c) Os pagamentos: CCC – Conta de Consumo de Combustíveis, MAE – Mercado Atacadista de

Energia e ONS – Operador Nacional do Sistema; d) O pagamento da quota anual de RGR - Reserva Global de Reversão. No caso de empresas

integradas, com atividades de geração, transmissão e distribuição, a quota de RGR considerada deve ser a referente aos ativos da distribuição

e) O pagamento de encargos sobre a Receita Total: PIS/PASEP, COFINS e taxa de fiscalização

da ANEEL; f) Os pagamentos às Transmissoras pelo aluguel dos sistemas de conexão de uso exclusivo da

Distribuidora. Após a abertura da Margem “D+C”, nas suas parcelas de distribuição (D) e comercialização(C), os custos referentes a RGR, ONS e Conexão, deduzidos da Receita Total de Fornecimento e Suprimento, são adicionados à parcela D, juntamente com o montante total de perdas identificadas. Essa operação define a Receita de Distribuição. 2. Abertura da Margem “D + C” nas parcelas de Distribuição e Comercialização Para a definição das tarifas de uso das redes de distribuição pelas concessionárias, é necessário conhecer os valores contabilizados com ativos e despesas operacionais para promover a correta

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segregação desses valores às atividades de distribuição e comercialização. A partir dos valores destinados às atividades de distribuição, serão calculadas as tarifas de uso. A ANEEL definiu que os valores da distribuição, atualmente registrados de acordo com o Plano de Contas do Serviço Público de Energia Elétrica – PCSPEE, serão segregados em “Distribuição – D” e “Comercialização – C” tomando por base um exercício concluído. Esta segregação deve ser compatibilizada com os valores constantes na Prestação Anual de Contas – PAC do referido exercício. Embora o PCSPEE contemple, dentro da atividade de distribuição, a subatividade de comercialização, esta não é aplicada integralmente ao novo modelo setorial, uma vez que existem valores ali alocados que pertencem às atividades de distribuição. Visando tornar o PCSPEE aderente ao novo enfoque setorial a partir de janeiro de 2002, a ANEEL está desenvolvendo estudos para sua adequação para compatibilizar tais informações. Considerando a atual inadequação do PCSPEE ao novo modelo, foi dada a liberdade para que cada concessionária identificasse a sua estrutura de custo. Entretanto, a ANEEL apresentou uma abertura mínima orientativa para a separação contábil das atividades de distribuição e comercialização, conforme apresentado na Figura I-4. As empresas que optarem por realizar uma separação dos valores diferentemente da orientação apresentada deverão justificar esta separação.

Distribuição - D Comercialização - C Medição (leitura de energia e uso, aferição de equipamentos, etc.). Pedido de fornecimento

Conexão e ligação dos usuários Cadastro

Contratos Corte e religação

Faturamento Expansão, operação e Manutenção

da Rede Atendimento a consumidores

Figura I-4 - Atividades de “D” e “C”

3. Determinação da Receita de Distribuição A Receita de Distribuição é obtida mediante aplicação do percentual de distribuição sobre a Margem “D+C” à qual são adicionadas as parcelas de encargos relativos a RGR, ONS, Custos de Conexão e perdas.

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II. ESTRUTURA TARIFÁRIA Calculada a receita associada à atividade de distribuição, é necessário que sejam definidas tarifas que recomponham receitas, em cada nível de tensão, suficientes para expandir, operar e manter as redes. O critério utilizado para a definição das tarifas de uso baseia-se na estrutura estabelecida pelos custos marginais de capacidade que, por sua vez, necessitam das seguintes informações para sua obtenção:

• Projeção de mercado anual, em MW, por nível de tensão, em um horizonte não inferior a 7 anos, para tensões maiores do que 13,8kV e 5 anos para tensões inferiores a 13,8kV;

• Histórico de Obras e mercados anuais, por nível de tensão, em um período de tempo não inferior a 7 anos ;

• Planejamento de expansão anual por nível de tensão; • Curvas de Carga de unidades consumidoras e de instalações de transformação, por

empresa, obtidas por meio de campanhas de medição; • Diagrama unifilar simplificado de fluxo de carga na condição de carga máxima do ano do

estudo tarifário.

Para o cálculo dos custos marginais de capacidade são indispensáveis dois insumos básicos: Custos Marginais e Tipologias de Carga. Custos Marginais Para o cálculo dos custos de expansão podem ser utilizados:

• Método baseado em Custos Incrementais Médios de Longo Prazo (CIMLP) obtidos a

partir de um estudo minucioso de planejamento de expansão; • Lei de Quantidade de Obras (LQO), obtida a partir de dados históricos de agregados de

obras e consumo. 1. CIMLP No cálculo dos CIMLP´s, o seguinte procedimento é observado:

a) Uma vez selecionado um plano de investimentos em um horizonte de planejamento, são estimados os valores anuais de despesas relacionadas com estes investimentos. Esta estimativa é obtida determinando o valor anual do investimento previsto em um ano, durante a vida útil do equipamento, a uma taxa de remuneração que contemple além das despesas de financiamento (DF), as taxas de depreciação dos ativos (DEP) e uma taxa anual de despesas operacionais (O&M). Dessa forma, tem-se uma aproximação das despesas totais anuais (DTt) a partir dos investimentos propostos;

b) De posse das despesas totais anuais e da evolução do crescimento de carga, relacionam-

se essas despesas ao incremento de demanda máxima de energia elétrica (Dmt). O custo incremental (CI) é obtido ano a ano, através da relação das despesas sobre o incremento de demanda, ver figura II - 1. Dado que o CI pode variar significativamente de um ano

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para outro em virtude da indivisibilidade dos investimentos, é mais prudente, sob o ponto de vista tarifário, que se busque uma média dentro de um horizonte de planejamento. Este custo médio passa a ser denominado de custo incremental médio de longo prazo e pode ser obtido através da seguinte expressão:

Na expressão anterior, a TMA é a taxa mínima de atratividade de cada empresa.

Figura II-1 - Procedimento de Cálculo do CIMLP

O cálculo dos custos marginais de capacidade a partir dos CIMLP’s está sujeito, em alguns casos, a resultados indesejáveis. Nos casos em que o CIMLP é zero ou negativo, os custos

∑

∑

+

+=

tt

t

tt

t

TMADm

TMADT

CIMLP

)1(

)1(

Dm1

Dm2

Dm3

tempo

t

DT1

DT2

DT3

tempo

CI1

CI2 CI3

t

tempo

CIMLP

Despesas Estimadas

Demandas Previstas

Custos Incrementais

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marginais de capacidades resultantes nestes níveis de tensão serão mínimos, este fato estimulará os consumidores a uma migração de suas instalações para estes níveis tensão. O fato de o CIMLP ser zero ou negativo sinaliza que a empresa não faz mais investimentos nestes níveis e uma migração indesejada poderia comprometer toda uma política de expansão delineada. Ocorrendo estas situações, tratamentos estatísticos devem ser utilizados visando dar coerência aos sinais econômicos obtidos. Quando da utilização deste método deve-se observar que:

• O valor total do investimento previsto deve ser alocado no ano de entrada de operação da obra;

• As taxas de depreciação serão os valores dispostos na Resolução ANEEL n. º 44 de 17 de março de 1999.

Um exemplo de cálculo do CIMLP é apresentado na Figura II-2.

Figura II-2 – Exemplo do cálculo do CIMLP (redes de 138 kV)

Está disponível no endereço eletrônico http://www.aneel.gov.br/regulacao/distrib/tusd.htm um banco de dados onde é possível à empresa informar o planejamento de expansão de suas redes de distribuição. Estes dados devem ser revistos anualmente.

http://www.aneel.gov.br/regulacao/distrib/tusd.htm

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2. LQO As LQO’s são funções que correlacionam valores históricos de agregados de obras e MVA ou MWh instalados. As variáveis explicativas podem ser tanto o MVA instalado quanto o consumo de energia faturado ao longo dos anos, já as variáveis explicadas, ou seja, os agregados de obras podem ser : ! km de rede; ! transformadores; ! “bays” de linha; ! “bays” de transformação.

Uma vez determinada a LQO para cada agregado de obra, calcula-se o custo médio de desenvolvimento anual, também denominado de custo marginal de expansão. Este custo resulta do produto da derivada da LQO pelo custo unitário anualizado do referido agregado. Para anualizar o custo unitário dos agregados é utilizado uma taxa que é obtida pela soma da TMA com as taxas de operação, de manutenção e da depreciação econômica dos ativos avaliados. Um exemplo de cálculo do LQO é apresentado a seguir:

X YANO MVA´s TRANF . 34,5/x km´s de Linha 34,5

65 32,2 72,7066 34,2 186,9067 46,8 351,5068 90,7 428,3069 90,7 444,3070 160,6 987,0071 223,3 987,0072 260,9 1058,7073 531,9 1215,9074 728 1215,9075 852,6 1293,6076 852,6 1315,5077 936 1498,2078 977,7 1550,5079 1019,4 1601,0080 1019,4 1662,20

Figura II-3 - Cálculo de uma LQO

! Dada uma função que define uma LQO ! Derivando a função:

‘

! Multiplicando esta derivada definida em um determinado ano, pelo custo unitário do agregado neste ano, tem-se:

α)]([*)( tPKtObr =

)) ( (

)) ( (

t P d

t O d br ) (

) ( * ) (

) )] ( [ * ( * )] ( [ * 1 t P

t O

t P

t P K t P K br α α α

α = = −

y = 21,87x0,6336

0,00

500,00

1000,00

1500,00

2000,00

2500,00

0 200 400 600 800 1000 1200

MVA Transf. 34,5 / x

Km

linh

a 34

,5

=α *

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! Finalmente anualizando o IM (t), obtém-se o custo marginal no ano considerado:

CM (t)=IM(t) * [TMA + dp + O&M ] Custo Marginal Onde “dp” é a taxa de depreciação e “O&M” é a taxa de operação e manutenção Nos itens 1 e 2 foram apresentadas duas técnicas de cálculo dos custos marginais. A ANEEL, considerando que os valores obtidos a partir destas técnicas trazem inúmeros aspectos circunstanciais e especificidades das empresas, adotará custos padrão para o setor. O procedimento de cálculo dos custos padrão inicia-se com a determinação dos valores médios dos CIMLP’s apresentados, em seguida é obtida uma curva que correlacione os níveis de tensão as médias dos CIMLP. Uma vez determinada esta função, é possível obter um novo CIMLP para cada nível de tensão. O CIMLP obtido desta forma reflete uma tendência média do setor guardando ainda uma coerência de custo entre os níveis de tensão.

0 0 * ) (

) ( * * )) ( (

)) ( ( ) ( I t P

t O I t P d

t O d t IM br br α = =

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Tipologias As tipologias são obtidas por meio da realização de campanhas de medidas, onde são utilizadas técnicas de amostragem probabilística na definição de uma amostra representativa do universo de consumidores e das instalações de transformação de tensão. Tradicionalmente esta metodologia é dividida em: 1. Caracterização da carga; 2. Cálculo dos custos marginais de capacidade. 1. Caracterização da Carga A 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 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. As medições das curvas de carga dos consumidores e de instalações de transformação de tensão, consideradas neste estudo tarifário, passam por um tratamento estatístico para formar curvas típicas, relevantes para o estabelecimento da responsabilidade dos consumidores nos custos ao longo da rede de distribuição de energia. Esta etapa é dividida em três fases: a) Identificação de curvas características; b) Agregação de curvas de carga; c) Ajustes das tipologias ao mercado. a) Identificação de Curvas Características Para a identificação de curvas de carga características, convencionou-se tratar os três dias mais representativos de um dia útil, um sábado e um domingo. Inicialmente são identificadas as curvas de carga para os dias escolhidos, onde as curvas de carga medidas sejam representativas do comportamento típico. As medições destes três dias, identificados como típicos, são denominadas curvas características. Este procedimento está ilustrado na Figura II-4 e é executado para cada consumidor e unidade de transformação pertencente à amostra. Ao final, cada consumidor e transformação estão associados a três curvas características.

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DIA ÚTIL DOMINGOSÁBADO

MEDIÇÃO

Figura II-4 - Identificação das curvas características

b) Agregação de Curvas de Carga As curvas características dos consumidores ou clientes-tipo representam o universo de consumidores de um nível de tensão, subgrupo tarifário, classe ou faixa de consumo. Por sua vez, as curvas características das transformações do sistema ou redes-tipo representam o universo das transformações entre dois níveis de tensão ou subgrupos tarifários. Na agregação das curvas de carga que irão identificar os clientes tipo e redes tipo são empregados técnicas de agrupamento estatístico denominadas “cluster analysis”. De forma geral, dado um conjunto de curvas características, as técnicas de “cluster analysis” segregam este conjunto em subconjuntos ou “clusters”, de tal forma que as curvas de um mesmo subconjunto apresentem uma grande semelhança entre si, mas as curvas de subconjuntos diferentes apresentem uma baixa similaridade. No final, cada subconjunto será representado por uma curva típica, ou melhor, por uma tipologia. A Figura II-5 mostra as curvas características, em p.u. da média, que compõem cada “cluster”, enquanto que a Figura II-6 mostra as tipologias que representam cada “cluster”.

Figura II-5 - Curvas Características, em p.u. da média, que compõem os clusters

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Figura II-6 – Curvas Representantes dos Clusters ou Tipologias

C) Ajuste das Tipologias ao Mercado Nesta fase, os clientes-tipo são ajustados ao mercado anual do subgrupo tarifário, classe ou faixa de consumo que eles representam. Da mesma forma, as redes-tipo são ajustadas ao consumo anual das instalações de transformação que elas representam. A Figura II-7 exemplifica a seqüência de construção da tipologia, primeiro é feita a análise de “cluster” para formar os agregados de curvas de carga e, em seguida, é feito o ajuste dos agregados ao mercado do universo que representam.

Figura II-7 - Análise de “cluster” e ajuste da tipologia ao mercado

ALGORITMO DE ANÁLISE DE CLUSTER

AJUSTE AO MERCADO DE ENERGIA FATURADA

Curvas de Carga

“Clusters” de Curva de Carga

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As tipologias ajustadas aos mercados de energias faturadas serão utilizadas para o cálculo dos custos marginais de capacidade e devem refletir a condição de operação do sistema. As demandas máximas identificadas nestas tipologias irão definir as demandas teóricas responsáveis pelas ampliações e custos dos sistemas de distribuição. 2. Custos Marginais de Capacidade De acordo com a teoria econômica, os custos marginais constituem um sinal adequado para orientar o consumo no sentido de uma alocação eficiente dos recursos no sistema. A utilização destes custos proporciona uma estrutura tarifária racional onde cada consumidor é responsabilizado pelo custo imputado à distribuidora para o seu atendimento. Considerando que o sistema de distribuição é expandido em função das demandas máximas e essas demandas são resultantes da composição das tipologias dos diversos clientes conectados à rede, define-se custo marginal de capacidade como sendo as responsabilidades dos clientes-tipo nos custos de desenvolvimento do sistema. Salienta-se que estes custos dependem da coincidência das demandas máxima dos clientes com as demandas máximas das redes nos diversos segmentos do sistema. O custo marginal de capacidade 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. Existem atualmente dois postos tarifários estabelecidos para as empresas de distribuição de energia: ! O posto tarifário ponta: 3 (três) horas consecutivas definidas em função dos horários de

maior ou menor carregamento do sistema; ! O posto tarifário fora de ponta: 21 (vinte e uma) horas não compreendidas no intervalo

de tempo do posto tarifário ponta. Os custos marginais de capacidade definem as Tarifas de Referência de Demanda.

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III. TARIFAS Uma vez calculados os custos marginais de capacidade, calcula-se uma receita teórica. A receita teórica é o somatório dos produtos dos custos marginais de capacidade pelas demandas teóricas identificadas nas tipologias ajustadas. A receita teórica, ajustada aos custos reais incorridos pelas empresas (operacionais, de expansão, de remuneração e em impostos), define as tarifas de uso a serem praticadas, caso não houvesse a necessidade de uma definição de subsídios entre os níveis de tensão. Considerando que as tarifas aqui definidas devem preservar o equilíbrio contratual, torna-se necessário à definição de tarifas de uso que recuperem a receita de distribuição (D) de cada empresa. As tarifas de uso, que recuperam a receita de distribuição, resultam de 3 (três) ajustes nos custos marginais de capacidade: a) Ajuste à Receita de Distribuição; b) Ajuste aos Postos Tarifários; c) Ajuste à Demanda Faturada. a) Ajuste à Receita de Distribuição Uma vez calculada a receita teórica, realiza-se um ajuste dos custos de capacidade de forma que a receita total ajustada seja igual à Receita de Distribuição (D) mensal. Os seguintes cálculos são realizados: ! Receita Teórica = Custos de Capacidade x Demandas Teóricas; ! Fator de Ajuste = Receita de Distribuição (D) mensal /Receita Teórica; ! Custos de Capacidade Ajustados = Custos de Capacidade x Fator de Ajuste; Os Custos de Capacidade Ajustados são aqui denominados de “Tarifas preliminares” e correspondem as primeiras tarifas determinadas para o sistema. Estas tarifas são decorrentes da utilização de : mercados faturados (energia e potência); Receita de Distribuição (D) e Tipologias de Carga.

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b) Ajuste aos Postos Tarifários No intuito de manter nas relações entre as tarifas de uso de ponta e fora de ponta as mesmas relações existentes nas atuais tarifas de fornecimento do grupamento tarifário horazonal azul, um novo ajuste é realizado. Este ajuste muda a relação dos custos de capacidade dos postos tarifários mantendo, no entanto, a Receita Teórica Ajustada inalterada em cada nível de tensão. Estas tarifas, cujas relações de ponta e fora de ponta foram alteradas, são denominadas de “Tarifas Preliminares P/FP”. c) Ajuste à Demanda Faturada Como as demandas faturadas carregam intrinsecamente informações de comportamentos atípicos dos consumidores, e são estes comportamentos que efetivamente definem os montantes anuais de receita faturada, é necessário verificar se é nula a diferença entre a Receita de Distribuição (D) e a Receita de Distribuição Recuperada – RDR. ! RDR = Tarifa Preliminar P/FP x Demandas Faturadas Caso essa diferença não seja nula, calcula-se um fator de ajuste, dividindo a Receita de Distribuição (D) por RDR. Uma vez determinado esse fator, cada Tarifa Preliminar P/FP é multiplicada por ele, obtendo-se assim a “Tarifa Preliminar P/FP Ajustada”. Finalmente, calculamos a “Tarifa de Uso”, também denominada de “Tarifa Alvo”, que é a tarifa resultante da soma dos impostos à “Tarifa Preliminar P/FP Ajustada”. A obtenção das demandas faturadas para os consumidores sujeitos a tarifas verdes, convencionais e monômias, será descrita a seguir. A tarifa verde é uma modalidade estruturada para 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 uma única tarifa de demanda de potência. Para a determinação da demanda de ponta, adota-se a demanda faturada nesta modalidade dividida por 13(treze), para a determinação da demanda fora de ponta adota-se a própria demanda faturada. A tarifa convencional é uma modalidade estruturada para aplicação de tarifas de consumo de energia elétrica e demanda de potência independente das horas e dos períodos do ano. Para a determinação da demanda de ponta, adota-se a demanda faturada nesta modalidade multiplicada por 0,72 , para a determinação da demanda fora de ponta adota-se a própria demanda faturada. Para os consumidores sujeitos a apenas as tarifas monômias, as demandas de ponta e fora de ponta adotadas são as mesmas das tipologias de carga. As constantes utilizadas, 13 e 0,72, foram obtidas a partir da observação da curvas características de unidades consumidoras sujeitas a tarifas verdes e convencionais respectivamente.

ANEEL

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IV. MECANISMO DE IMPLANTAÇÃO

As tarifas de uso obtidas a partir do processo descrito nesta nota, incorporam os seguintes aspectos:

• Reajustes tarifários (IRT) concedidos após a edição da Resolução ANEEL n. 286/99;

• Uma nova estrutura tarifária que eventualmente pode sinalizar uma migração de receita entre os níveis de tensão;

• Uma alteração dos percentuais, em relação à Resolução ANEEL n.º 286/99, dos custos

totais atribuídos a atividades de Distribuição e Comercialização;

• A obtenção da Receita de Fornecimento a partir do faturamento de todas as unidades consumidoras.

Durante a elaboração deste trabalho, os seguintes fatos, que são fundamentais na definição dos valores das tarifas de uso a serem praticadas pelas empresas, foram observados:

• A grande maioria das concessionárias não apresentou tipologias oriundas de campanhas de medidas realizadas em sua área de concessão;

• A maioria dos dados de planejamento e LQO encaminhados para a ANEEL é resultado

de um estudo superficial contendo significativas inconsistências;

• Existe uma grande divergência entre as concessionárias nas definições das atividades que constituem os serviços de distribuição e comercialização.

As implementações imediatas das tarifas de uso sujeitas a estes fatos apresentariam distorções que comprometeriam uma alocação eficiente de recursos. Assim, considerando as fragilidades circunstanciais dos dados utilizados, os fatos supracitados e o disposto no art 7º do Decreto n. º 2.655/98, as novas tarifas de uso (Tarifas Alvo) serão implantadas gradualmente a partir de valores médios dos custos marginais e percentuais de distribuição. As tarifas de uso que antecedem as “Tarifas Alvo” são denominadas de “Tarifas do Período de Transição”.Estas tarifas resultam da adequação da estrutura tarifária, estabelecida pelas tarifas de uso vigentes, à nova estrutura definida pelas “Tarifas Alvo”, devendo a projeção ser revista anualmente A adequação da estrutura tarifária dar-se-á ao longo de 8 (oito) anos contados a partir da publicação da Resolução ANEEL n.º 286/99. Para os usuários, a adoção deste procedimento permitirá um conhecimento prévio de uma tendência de evolução tarifária que lhes facilitará uma futura tomada de decisão. Conforme previsto na Resolução ANEEL n.º 281/99, as concessionárias deverão apresentar anualmente para a Agência seus custos marginais de expansão. Além disso, cada empresa

ANEEL

21

também deverá apresentar à ANEEL, as informações necessárias para o cálculo do custos marginais de capacidade, em períodos compatíveis com os seus reajustes tarifários. Isto concorrerá para melhorar a qualidade dos dados a serem apresentados para estudos de definição de tarifas de uso de distribuição. Encontra-se em andamento uma adequação na PAC, que visa identificar contabilmente as atividades relacionadas à Distribuição e Comercialização. Os custos marginais de capacidade, oriundos do processo de definição de tarifas de uso, serão insumos utilizados na redefinição da estrutura da tarifas de fornecimento. Considerando as dificuldades encontradas pela maioria das empresas na elaboração de propostas de tarifas nodais para as redes de 138 a 69kV, esta metodologia não será implementada nesta etapa de revisão das tarifas de uso. No entanto, considerando a necessidade de sua implementação futura, todos os dados necessários para o referido cálculo deverão ser enviados pelas empresas à ANEEL. Assim, nesta etapa permanece para estes níveis de tensão a atual metodologia, ou seja, uma tarifa de ponta e fora de ponta para todos os consumidores livres independente do posicionamento nas redes. Para as unidades geradoras conectadas nas redes de distribuição, permanece o mesmo procedimento já adotado para a definição das tarifas de geração publicadas na Resolução ANEEL n. º 286/99, ou seja, a tarifa de geração de uma concessionária será a menor das tarifas de uso de distribuição praticada por ela.

ANEEL

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V. CASO EXEMPLO

Este capítulo apresenta um “Caso Exemplo” para uma empresa fictícia, que será utilizado para ilustrar os aspectos apresentados e discutidos nos capítulos anteriores. Este caso exemplo foi construído a partir de dados reais de concessionárias de distribuição de energia elétrica e retrata uma empresa de porte médio com um sistema de distribuição malhado composto pelos seguintes níveis de tensão: 138 kV; 69kV; 34,5kV; 13,8kV e menor do que 2,3kV Conforme já apresentado na introdução desta nota, as etapas de 1 a 4 ilustrarão a metodologia descrita aplicada ao “Caso Exemplo” . As tabelas, quadros e figuras, apresentadas neste capítulo, foram extraídas de sistemas computacionais desenvolvidos e disponibilizados pela ANEEL no seguinte endereço eletrônico: http://www.aneel.gov.br/regulacao/distrib/tusd.htm Etapa 1 – Cálculo da Receita de Distribuição 1. Determinação da Margem “D + C” e Receita de Distribuição As figuras V-1 a V-5 apresentam, por subgrupo tarifário, os totais de energia, demanda e receita da empresa em questão. Estes dados irão compor a Receita de Fornecimento/Suprimento, as demandas e as energias que serão utilizadas nas Etapas 2 e 3

Figura V-1 - Mercado Faturado em A2 azul

Figura V-2 - Mercado Faturado em A3 azul

http://www.aneel.gov.br/regulacao/distrib/tusd.htm

ANEEL

23

Figura V-3 - Mercado Faturado em A3a

convencional e verde

Figura V-4 - Mercado Faturado em Baixa Tensão

Figura V-5 - Mercado Faturado em A4 azul,

convencional e verde

A Figura V-6 apresenta o procedimento para a determinação da Margem “D + C” do Caso Exemplo.

ANEEL

24

Figura V-6 -Cálculo da Margem “D + C” Líquida

A Figura V-7 apresenta o cálculo da Receita de Distribuição a ser utilizada na determinação das tarifas de uso caso o percentual de distribuição utilizado fosse o da empresa exemplo, ou seja, 81%.

Figura V-7 - Cálculo da Receita de Distribuição 81%

ANEEL

25

A Figura V-8 apresenta o cálculo da Receita de Distribuição a ser utilizada na determinação das tarifas de uso utilizando um percentual hipotético médio de 85%.

Figura V-8 - Cálculo da Receita de Distribuição utilizando um percentual médio

2. Abertura da Margem “D + C” nas parcelas de Distribuição e Comercialização O Quadro V-1 apresenta a segregação das atividades relativas aos serviços de Distribuição e Comercialização

Código

DADOS REALIZADOS ATÉ O M ÊS:JANEIRO A DEZEM BRO DE 1999

LIN D E S C R I Ç Ã O DISTRIBUIÇÃO COM ERCIALIZAÇÃO TOTAL

1 INVESTIM ENTO NO SERVIÇO CONCEDIDO 4.399 1.621 6.021

2 Ativo Im obilizado em Serviço - AIS: 10.639 2.533 13.172

3 Linhas, Redes e Subestações 10.639 - 10.639

4 Intangível 8 - 8

5 M áquinas e Equipam entos 9.790 - 9.790

6 Terrenos, Edificações, O bras Civis e Benfeitorias 435 - 435

7 Dem ais Ativos em Serviço 406 - 406

8 Com ercialização - 2.533 2.533

9 Intangível - 2 2

10 M áquinas e Equipam entos - 2.421 2.421

11 Terrenos, Edificações, O bras Civis e Benfeitorias - - -

12 Dem ais Ativos em Serviço - 110 110

13 Estoque 43 - 43

14 Ativo Diferido em Serviço - - -

15 Am ortização/Depreciação Acum ulada (3.780) (902) (4.682)

16 Obrigações Vinculadas à Concessão do Serviço Público de Energia Elétrica (2.503) (10) (2.513)

17 DESPESA DO SERVIÇO 5.421 8.277 13.698

18 Custo de Operação e M anutenção 4.541 7.956 12.498

19 Depreciação/Am ortização 488 144 633

20 Tributos 108 34 142

21 Outras Despesas 283 143 426

22 Variação M onet. em Função da Tx. de Câm bio - Suprim . E Em prest.e Financ. - - -

CUSTO POR ATIVIDADE( Em Real M il )

AG ÊNCIA NACIO NAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL

SUPERINTENDÊNCIA DE FISCALIZAÇÃO ECONÔM ICA E FINANCEIRA - SFF

RELATÓ RIO DE ANÁLISE DO CUSTO DO SERVIÇO

Concessionário: Em presa X

CO NSO LIDADO PO RATIVIDADE

Quadro V-1 - Caso exemplo de segregação em "D" e "C'

ANEEL

26

O Quadro V-2 possibilita justificativas para eventuais divergência encontradas entre os Quadros V-1 e V-3 podendo também ser utilizado para detalhamento dos valores constantes no Quadro V -1.

AGÊN CIA N ACION AL DE EN ERGIA ELÉTRICA - AN EEL

SU PERINTEN DÊN CIA DE FISCALIZAÇÃO ECON ÔM ICA E FIN AN CEIRA - SFF

RELATÓRIO DE INFORM AÇÕES TRIM ESTRAIS - RIT RP - 111Concessionário: Em presa X Código: AN O DE 1999

N OTAS EXPLICATIVAS FOLHA: __/__

Cada N ota deverá ser iniciada com o núm ero de ordem , seguida do núm ero do RP e da conta correspondente, quando for o caso

QUADRO 1 - Segregação em "D" e "C" 1999

DESPESA DO SERVIÇO

Dem onstrativo:

Detalhe Distribuição Com erc. Total

DESPESA DO SERVIÇO TO TAL 5.421 8.277 13.698

Custo de Operação - 61503X1 4.624 1.093 5.716

Custo de Operação e M anutenção : 3.908 876 4.784

Pessoal (*) 1.435 220 1.655

Administradores (*) 1.324 194 1.519

(-) Excesso de benefícios (*) (&) (29) (4) (33)

Material (*) 228 40 268

Serviços de Terceiros (*) 949 426 1.375

Depreciação / Amortização: 488 144 633

Depreciação 488 144 633

Amortização - - -

Tributos: 66 9 76

Tributos 66 9 76

Outros: 161 63 224

Arrendamentos e Aluguéis (+) 75 27 102

Seguros (+) 18 3 21

Doações, Contribuições e Subvenções (+) - - -

Provisão (+) - - -

(-) Reversão da Provisão (+) - - -

Perdas na Alienação de Materiais (+) - - -

(-) Recuperação de Despesas (+) (27) (25) (53)

Outros (+) 95 58 153

Custo do Serviço Prestado a Terceiro - 61503X2 : - - -

Pessoal (*) - - -

Administradores (*) - - -

Material (*) - - -

Serviços de Terceiros (*) - - -

Outros (+) - - -

Operação com Energia Elétrica - 61503X5 : - 7.056 7.056

Energia Comprada (*) - 7.056 7.056

Encargos de Uso da Trasmissão (*) - - -

Outras Despesas - 61503X9 : 788 115 903

CCC (já incluída em O.despesas) (*) 620 - 620

Taxa de Fiscalização (*) 14 24 38

Tributos 41 25 66

Doações, Contribuições e Subvenções (+) 4 2 6

(-) Doações, Contribuições e Subvenções (+) (4) (2) (6)

Provisão (+) 113 79 192

(-) Reversão da Provisão (+) - (13) (13)

Perdas na Alienação de Materiais (+) - - -

(-) Recuperação de Despesas (+) - - -

Outros (+) - - -

Variação M onet. em Função da Tx. de Câm bio - Supr. - até o vcto. : - - - Variação M onet. em Função da Tx. de Câm bio - Em préstim os e Financiam entos -

63503X3 : - - - Perdas na Desativação/Alienação de Bens e Direitos - 67503X1/2 : (+) 9 14 23

No quadro 1 - Despesa do Serviços foram lançadas as despesas referentes ao Custo de Operação,Custo do Serviço Prestado aTerceiro, Operação com Energia e Outras Despesas.

vlrs lançados no Qd : Segregação em "D" e "C" 99

Quadro V-2 - Nota Explicativa

ANEEL

27

O Quadro V-3 contém as informações consolidadas da PAC – Prestação Anual de Conta do exercício encerrado utilizado para realizar a abertura apresentada no Quadro V-1.

RELATÓRIO DE IN FORM AÇÕES TRIM ESTRAIS - RIT RP - 101

Código: EM REAL M IL

SALDOS ACUM ULADOS EXERCÍCIO DE 1999

LIN D E S C R I Ç Ã O JAN FEV M AR ABR M AI JUN JUL AGO SET OUT N OV DEZ

1 IN VESTIM EN TO N O SERVIÇO CON CEDIDO 528 1.012 1.499 1.990 2.493 2.995 3.501 4.006 4.509 5.010 5.515 6.021

2 Ativo Im obilizado em Serviço 1.062 2.124 3.192 4.269 5.364 6.463 7.569 8.680 9.795 10.912 12.038 13.172

3 Ativo Diferido em Serviço - - - - - - - - - - - -

4 Estoques 40 38 37 38 39 39 41 42 42 42 43 43

5 Capital de Giro (Positivo - RP-103) - - - - - - - - - - - -

6 Am ortização/Depreciação Acum ulada (369) (740) (1.115) (1.494) (1.877) (2.265) (2.657) (3.053) (3.453) (3.858) (4.268) (4.682)

7 Obrigações Vinculadas à Concessão do Serviço Público de Energia Elétrica (205) (410) (615) (823) (1.032) (1.242) (1.452) (1.663) (1.874) (2.086) (2.298) (2.513)

8 RECEITA DO SERVIÇO 1.339 2.566 3.951 5.342 6.689 8.125 9.626 11.233 12.709 14.159 15.588 17.060

9 Fornecim ento 1.319 2.488 3.874 5.254 6.582 8.016 9.550 10.991 12.467 13.880 15.318 16.778

10 ( - ) Im postos e Contribuições Sobre a Receita - I C M S (426) (833) (1.312) (1.773) (2.220) (2.692) (3.176) (3.662) (4.150) (4.619) (5.105) (5.580)

11 ( - ) Im postos e Contribuições Sobre a Receita (59) (108) (178) (247) (314) (384) (459) (530) (603) (674) (745) (816)

12 Suprim ento - - - - - - - - - - - -

13 Receita de U so da Rede Elétrica 469 946 1.469 1.978 2.481 2.981 3.477 3.997 4.506 5.045 5.553 6.049

14 Serviço Taxado 19 38 55 75 94 114 135 155 177 196 215 237

15 Outras Receitas e Rendas 16 32 47 63 79 109 125 305 334 362 391 419

16 ( - ) Encargos do Consum idor - Quota para RGR (12) (24) (36) (48) (60) (73) (85) (98) (110) (122) (135) (147)

17 ( - ) Encargos do Consum idor - Outros Encargos - - - - - - - - - - - -

18 Variação M onet. em Função da Tx. de Câm bio - Reven. - Até o vencim ento - - - - - - - - - - - -

19 Ganhos na Desativação/Alienação de Bens e Direitos 14 27 31 40 48 54 59 74 88 92 95 120

20 DESPESA DO SERVIÇO 980 1.925 2.939 4.326 5.533 6.655 7.724 8.829 9.900 11.095 12.216 13.698

21 Pessoal 249 484 691 1.126 1.502 1.817 2.039 2.258 2.468 2.676 2.902 3.174

(-) Excesso de Benefícios (1) (3) (5) (6) (6) (6) (6) (6) (6) (21) (29) (33)

22 M aterial 19 30 54 74 100 122 146 172 203 235 252 268

23 M atéria-Prim a e Insum os para Produção de Energia Elétrica - - - - - - - - - - - -

24 Serviço de Terceiros 80 145 219 454 568 642 719 784 850 1.008 1.106 1.375

25 Subvenções - CCC 54 103 153 199 250 300 350 404 458 516 576 620

26 Com pensação Financeira pela U tilização de Recursos H ídricos - - - - - - - - - - - -

27 Taxa de Fiscalização 3 6 10 13 16 19 22 25 29 32 35 38

28 Energia Elétrica Com prada para Revenda 518 1.024 1.603 2.171 2.731 3.313 3.924 4.564 5.183 5.829 6.451 7.056

29 Encargos de U so da Rede Elétrica - - - - - - - - - - - -

30 Depreciação/Am ortização 33 65 99 156 215 274 333 392 452 512 572 633

31 Tributos 7 10 19 22 25 28 50 62 74 102 118 142

32 Outras 18 38 72 94 110 123 126 152 168 186 208 403

33 Variação M onet. em Função da Tx. de Câm bio - Supr. - Até o vencim ento - - - - - - - - - - - -

34 Variação M onet. em Função da Tx. de Câm bio - Em préstim os e

Financiam entos

- - - - - - - - - - - -

35 Perdas na Desativação/Alienação de Bens e Direitos (0) 23 23 23 23 22 22 21 21 21 24 23

36 RESULTADO 360 641 1.012 1.016 1.156 1.470 1.902 2.404 2.809 3.064 3.372 3.362

AGÊN CIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - AN EEL

SU PERIN TEN DÊNCIA DE FISCALIZAÇÃO ECONÔM ICA E FINANCEIRA - SFF

Concessionário: Em presa X ATIVIDADE : DISTRIBUIÇÃO ( D + C )

Quadro V-3 - Exemplo do quadro Distribuição Consolidado

ANEEL

28

Considerando uma remuneração hipotética média de 12% ao ano, tem-se o seguinte percentual de distribuição e comercialização:

DESCRIÇÃO D C Total Investimento do Serviço Concedido - ISC *1 4.399 1.621 6.021 Remuneração de 12% sobre o ISC 528 195 723 Despesa do Serviço (exceto Energia Comprada) *2 5.421 1.221 6.642

Custo Total (mil R$) 5.949 1.416 7.365 Percentual de Participação, D e C, no Investimento do Serviço Concedido 73% 27% 100%

Percentual de Participação, D e C, no Custo Total 81% 19% 100%

Quadro V-4 -Exemplo de Cálculo da Separação D% e C%

*1 Informações disponíveis no Quadro V-1 (linha 1). *2 Informações disponíveis no Quadro V-3 (linha 20) subtraída da Energia Comprada (linha 28). Ao analisar os valores apresentados no Quadro V-4, verifica-se a preponderância das despesas do serviço na formação do percentual atribuído às atividades de distribuição e comercialização. Para o cálculo das tarifas de uso deste caso exemplo foi adotado um percentual médio hipotético de 85% obtido considerando o valor médio dos dados das concessionárias atualmente disponíveis na ANEEL. Etapa 2 – Abertura da Receita de Distribuição, 1. Custos Marginais Para o Caso Exemplo, admitiu-se que a empresa utiliza:

• Para os níveis de tensão 138, 69, 34,5 e 13,8 kV: CIMLP;

• Para o nível de baixa tensão (Menor que 2,3 kV): LQO.

ANEEL

29

Cálculo do CIMLP a partir dos investimentos declarados:

Figura V-9 - CIMLP do nível de Tensão 138 kV

Figura V-10 - CIMLP do Nível de Tensão 69 kV

ANEEL

30

Figura V-11 -CIMLP do Nível de Tensão 34,5 kV

Figura V-12 - CIMLP do Nível de Tensão 13,8 Kv

ANEEL

31

Cálculo dos Custos Marginais de Expansão utilizando a metodologia de LQO:

Figura V-13 - Dados metodologia LQO

Figura V-14 - Cálculo dos Custos Marginais de Expansão

ANEEL

32

Para o Caso Exemplo avaliado, os seguintes resultados foram obtidos:

Nível de Tensão (kV) CIMLP (R$/kW) LQO (R$/kW) 138 13,02 - 69 19,70 -

34,5 19,43 - 13,8 36,03 14,48

Menor 2,3 - 52,90

Tabela V-1 - Custos Marginais de Expansão do Caso Exemplo

Para a obtenção dos custos marginais padrão, a ANEEL utilizou o seguinte procedimento de cálculo:

1. Utilização do CIMLP médio, por nível de tensão, obtido a partir da média dos CIMLP’s apresentados pelas empresas:

Tabela V-2 - Custos Marginais Médios

Nível de Tensão (kV) CIMLP (R$/kW) 138 27,38 69 34,45

34,5 52,05 13,8 41,89

Menor 2,3 46,88

2. Determinação de função que correlaciona os níveis de tensão aos custos marginais médios:

Figura V-15 - Função de Correlação

27,38

34,45

52,05

41,89

46,88

20

25

30

35

40

45

50

55

138 kV 69 kV 34,5 kV 13,8 kV Menor2,3kV

Níveis de Tensão

CIM

LP (R

$/kW

)

384,0)(*31,28 NÍVELCIMLP =

ANEEL

33

3. Obtenção dos custos padrão utilizando a função de correlação obtida:

Tabela V-3 - Custos Padrão

Nível de Tensão (kV) Custo Padrão (R$/kW) 138 28,31 69 36,04

34,5 41,51 13,8 45,89

Menor 2,3 49,60 2. Tipologias O diagrama unifilar simplificado do caso estudado , conforme descrito no capítulo II, é representado na. Figura V-16.

230 kV

138 kV

34,5 kV

13,8 kV

Menor 2,3 kV

69 kV

955,34 MW

344,06 MW

8,9 MW

96,1 MW

46,6 MW

955,34 MW

659 MW

83,6 MW

54, 9 MW

37,9 MW774,5 MW 558 MW

1451,2 MW

4,8 MW

53 MW

Figura V-16 - Diagrama Unifilar Simplificado ( Fluxo de Carga )

Carga total do Nível

Transformação entre Níveis

Injeção de Potência

ANEEL

34

1. Caracterização da Carga O diagrama unifilar simplificado do caso estudado , com os fluxos de energia e as tipologias, é representado na. Figura V-17.

230 kV

138 kV

34,5 kV

13,8 kV

Bt

11

1

1

1

69 kV

1

1 1

1

1

1

1

5004260 MWh

4975689 MWh

17341 MWh

968472 MWh

814901 MWh

5004260 MWh

5059834 MWh

638716 MWh

368704 MWh

1254550 MWh5987602 MWh 4281398 MWh

11338452 MWh

32803 MWh

409409 MWh

Figura V-17 - Diagrama Unifilar Simplificado ( Energias e Tipologias )

Observa-se na Figura V-17 que, neste caso, admitiu-se a identificação de uma única tipologia, tanto para os níveis de tensão como para as instalações de transformação entre níveis.

1 1Curvas Típica de carga Curvas Típica de Transformação

Carga total do Nível Transformação

Injeção de Energia

ANEEL

35

A Tabela V-4 apresenta as tipologias utilizadas no caso ajustadas aos respectivos mercados.

Tabela V-4 - Tipologias em pu da Demanda Média

BT A4 A3A A3 A21 0,7475 0,8299 1,0239 0,8283 0,9932 0,6885 0,8312 1,0045 0,822 0,99443 0,6762 0,8261 0,978 0,8119 0,98864 0,667 0,7984 0,9691 0,8095 1,00255 0,6471 0,7864 0,9901 0,8032 0,98196 0,6602 0,7807 1,0085 0,8433 1,02917 0,7041 0,8398 0,9905 0,9034 1,01668 0,9297 1,0055 1,0304 1,0085 1,04059 0,9792 1,2248 1,074 1,0474 1,0804

10 0,9943 1,2797 1,0674 1,0639 1,094411 1,0344 1,3033 1,0756 1,0843 1,12312 1,0889 1,1919 1,0079 1,0579 1,119413 0,7901 1,1585 1,0603 1,0227 1,11814 0,943 1,254 1,0537 1,0677 1,128515 1,0685 1,2634 1,0816 1,0748 1,080316 0,996 1,26 1,0914 1,0634 1,067417 1,053 1,1898 1,0884 1,0708 1,025718 1,334 1,0383 1,0406 1,152 0,973219 1,7786 0,9044 0,749 1,1902 0,772720 1,5869 0,8733 0,748 1,1466 0,734921 1,3868 0,8261 0,7654 1,1125 0,677922 1,3032 0,8439 1,0228 1,091 0,858723 1,0669 0,8436 1,0396 1,022 1,031824 0,876 0,847 1,0394 0,9027 1,0672

Consumo (MWh) 5004260,00 4975689,00 17341,00 968742,00 814901,00Demanda Média (MW) 571,26 568,00 1,97 110,55 93,02

Tipologias de Clientes TipoHoras

A Tabela V-5 apresenta as tipologias das instalações de transformações utilizadas no Caso Exemplo.

Tabela V-5 -Tipologias das Transformações em pu da Demanda Média

A4/BT A3A/A4 A3/A4 A2/A4 A2/A3A A3/A3A A2/A3 A1/A21 0,6384 0,6384 0,8952 0,8952 0,8241 0,8241 0,8021 0,86232 0,5796 0,5796 0,8689 0,8689 0,7833 0,7833 0,7701 0,81713 0,555 0,555 0,8539 0,8539 0,7703 0,7703 0,7516 0,78564 0,5476 0,5476 0,8504 0,8504 0,7616 0,7616 0,7438 0,77915 0,5568 0,5568 0,8532 0,8532 0,7602 0,7602 0,7559 0,78016 0,5823 0,5823 0,8645 0,8645 0,7736 0,7737 0,7878 0,80057 0,644 0,644 0,8343 0,8343 0,7667 0,7668 0,8026 0,79968 0,8025 0,8025 0,8762 0,8762 0,8646 0,8646 0,9142 0,82869 0,9578 0,9578 0,9023 0,9023 0,9947 0,9947 0,9784 0,8989

10 0,9939 0,9939 0,922 0,922 1,0433 1,0433 1,0027 0,93111 1,0273 1,0273 0,9089 0,9089 1,07 1,0699 1,0309 0,95912 1,0363 1,0363 0,8734 0,8734 1,0516 1,0516 1,0133 0,941513 1,001 1,001 0,9225 0,9225 1,0497 1,0497 1,0327 0,952914 1,044 1,044 0,96 0,96 1,0989 1,0989 1,0556 1,006615 1,0895 1,0895 0,9613 0,9613 1,1058 1,1058 1,0555 1,02916 1,1217 1,1217 0,9697 0,9697 1,1 1,1001 1,066 1,048917 1,2103 1,2103 0,9852 0,9852 1,1111 1,1111 1,0922 1,048918 1,426 1,426 1,2908 1,2908 1,1328 1,1328 1,2827 1,188219 1,7767 1,7767 1,4071 1,4071 1,3163 1,3163 1,3639 1,405620 1,6923 1,6923 1,3433 1,3433 1,274 1,274 1,3039 1,392221 1,4665 1,4665 1,2976 1,2976 1,2112 1,2112 1,2131 1,311822 1,299 1,299 1,2364 1,2364 1,1515 1,1516 1,1792 1,267323 1,0938 1,0938 1,1179 1,1179 1,0509 1,0509 1,0712 1,166224 0,8577 0,8577 1,0048 1,0048 0,9337 0,9336 0,9307 0,9992

Energia (MWh) 5004260,00 638716,00 368704,00 5059834,00 5987602,00 254550,00 4281398,00 11338452,00

Horas Tipologias das Transformações

Observa-se nas Tabelas V-4 e V-5 que as tipologias foram ajustadas aos mercados faturados dos agrupamentos tarifários do caso em estudo, figuras de V-1 a V-5.

ANEEL

36

2. Custos Marginais de Capacidade A partir dos custos marginais e das tipologias ajustadas aos mercados faturados, obtêm-se os custos marginais de capacidade por tipo de cliente e nível de tensão. A Tabela V-6 apresenta os custos marginais de capacidade, os mercados de demanda agregadas e as receitas obtidas em cada nível de tensão. Os valores dos custos de capacidade obtidos são oriundos da utilização de valores médios dos percentuais de separação de distribuição e dos custos padrão. Para facilitar a visualização dos cálculos para cada nível de tensão, são utilizadas cores para distinguir mais claramente os dados de cada grupamento tarifário analisado.

Tabela V-6 - Custos Marginas de Capacidade do Caso Prático

Ponta F. Ponta Ponta F. Ponta Ponta F. Ponta138 kV T1 9,64 10,96 90.531 104.982 872.715,56R$ 1.150.601,40R$

69 kV T2 48,22 13,20 131.583 122.997 6.344.932,26R$ 1.623.559,08R$

34,5 kV T3 45,70 20,31 2.060 2.160 94.140,63R$ 43.879,15R$

13,8 kV T4 61,98 16,53 589.777 740.284 36.554.349,33R$ 12.236.900,64R$

Menor 2,3 kV T5 110,64 24,13 1.016.062,50 792.232,11 112.417.155,00R$ 19.116.560,81R$

131.533.715,81R$ Receita da Faixa RECEITA TEÓRICA 190.454.793,86R$

Receita da Faixa 48.791.249,97R$

Receita da Faixa 7.968.491,34R$

Receita da Faixa 138.019,77R$

2.023.316,97R$

Receita Posto Tarifário

Nível de Tensão

Clientes - Tipo

Custo Marginal de Capacidade (R$ / kW)

Receita da Faixa

Demandas Teóricas ( kW) Posto TarifárioPosto Tarifário

Tabela V-7 - Fator de Ajuste 581.155.295,09R$ 48.429.607,92R$

190.454.793,86R$ 0,2543

Receita de Distribuição ( D ) - Anual

Fator de AjusteReceita Teórica

Receita de Distribuição ( D ) - Mensal

Tabela V-8 - Custo de Capacidade Ajustado

Ponta F. Ponta Ponta F. Ponta Ponta F. Ponta138 kV T1 2,45 2,79 90.531 104.982 221.917,61R$ 292.579,53R$

69 kV T2 12,26 3,36 131.583 122.997 1.613.414,79R$ 412.845,11R$

34,5 kV T3 11,62 5,16 2.060 2.160 23.938,46R$ 11.157,76R$

13,8 kV T4 15,76 4,20 589.777 740.284 9.295.186,38R$ 3.111.648,11R$

Menor 2,3 kV T5 28,13 6,14 1.016.063 792.232 28.585.884,50R$ 4.861.035,66R$

Receita de Distribuição ( D ) - Mensal 48.429.607,92R$ Receita Recuperada na Faixa 33.446.920,17R$

Posto Tarifário

12.406.834,49R$

35.096,22R$

Posto Tarifário

Receita Recuperada na Faixa


Nível de Tensão

Clientes - Tipo

Custo de Capacidade Ajustado (R$ / kW) Demanda Teórica ( kW)



514.497,14R$

2.026.259,90R$

Posto Tarifário

RECEITA

ANEEL

37

Etapa 3 – Cálculo das Tarifas de Uso A figura a seguir apresenta, conforme descrito no capítulo III, o processo de transformação dos custos marginais de capacidade em tarifas de uso

Figura V-18 – Processo Iterativo

* Tarifas Alvo acrescidas de Impostos (PIS/COFINS) e Taxa de Fiscalização da ANEEL.

Relação P/FP 4,35 3,65

3 3 1

Ajuste à Receita de Distribuição

Ajuste a Postos Tarifários

Ponta Fora de Ponta 9,64 10,96 48,22 13,20 45,70 20,31 61,98 16,53 110,64 24,13

Custos Marginais de Capacidade (R$/kW)


Tarifas Prelininares (R$/kW) Ponta Fora de Ponta 4,44 1,02 12,24 3,35 12,62 4,21 14,84 4,95 18,50 18,50

Tarifas Preliminares P/FP (R$/kW)

Ponta Fora de Ponta1386000 16700001465000 2148000

6000 480008428000 13976000

12193000 9507000

Mercado Faturado (kW)

RDR 628.835.194 R$

Receita de Distribuição 581.155.295 R$ Fator de Ajuste 0,9241

Ajuste à Demanda Faturada


Tarifas Alvo (R$/kW) *

Ajuste à Demanda Faturada e Soma dos Impostos

Cor Nível de Tensão

138 kV 69 kV 34,5 kV 13,8 kV

Menor 2,3 kV

Legenda

ANEEL

38

Etapa 4 – Implantação das Tarifas de Uso calculadas A Tabela V-9 apresenta a migração da estrutura tarifária estabelecida pelas Tarifas Alvo e o Gráfico V-1 ilustra sua implantação.

138kV 1,09% 1,11% 1,13% 1,15% 1,17% 1,19% 1,21% 1,23% 1,25% 1,70% 69kV 1,92% 2,10% 2,30% 2,52% 2,77% 3,03% 3,32% 3,64% 4,00% 9,64%

34,5kV 0,03% 0,03% 0,03% 0,03% 0,04% 0,04% 0,04% 0,04% 0,04% 5,19% 13,8kV 19,61% 20,75% 21,96% 23,24% 24,60% 26,03% 27,55% 29,16% 30,86% 5,84%

Baixa Tensão 77,35% 76,00% 74,57% 73,06% 71,43% 69,71% 67,87% 65,92% 63,85% -2,37%

Final

Out-06 Out-99

Atual Período de Transição

Out-07

Estrutura Tarifária

Data Transição Out-00 Taxa média Anual de Transição Out-01 Out-02 Out-03 Out-04 Out-05

Tabela V-9 - Estrutura Tarifária

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

Anos

Perc

entu

al

138kV 69kV 34,5kV 13,8kV Baixa Tensão

Gráfico V-1 - Estrutura Tarifária

As tabelas V-10 a V-14 apresentam as tarifas do período de transição a serem praticados ao longo dos próximos anos resultantes da migração da estrutura tarifária estabelecida pelas Tarifas Alvo. Os gráficos V-2 a V-6 ilustram esta implantação.

Tabela V-10 - Tarifas Redes 138kV

Data Transição Out-99 Out-00 Out-01 Out-02 Out-03 Out-04 Out-05 Out-06 Out-07PONTA 3,73 3,80 3,86 3,93 3,99 4,06 4,13 4,20 4,27

F. PONTA 0,86 0,87 0,89 0,90 0,92 0,94 0,95 0,97 0,98

Atual FinalPeríodo de Transição

Tarifas para as Redes de 138 kV (R$/kW)

ANEEL

39

3,73 3,80 3,86 3,93 3,99 4,06 4,13 4,20 4,27

0,86 0,87 0,89 0,90 0,92 0,94 0,95 0,97 0,98

0,00

0,501,00

1,50

2,002,50

3,00

3,504,00

4,50

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

Anos

Valo

res

das

Tarif

as (R

$/kW

)

Tarifa de Ponta Tarifa Fora de ponta

Gráfico V-2 - Tarifas Redes 138kV

Tabela V-11 - Tarifas Redes 69 kV

Data Transição Out-99 Out-00 Out-01 Out-02 Out-03 Out-04 Out-05 Out-06 Out-07 PONTA 5,64 6,19 6,78 7,44 8,15 8,94 9,80 10,74 11,76

F. PONTA 1,54 1,69 1,85 2,03 2,23 2,44 2,67 2,93 3,22

Atual Tarifas para as Redes de 69 kV (R$/kW)

Final Período de Transição

5,64 6,19 6,78 7,44 8,15 8,94 9,80 10,74 11,76

1,54 1,69 1,85 2,03 2,23 2,44 2,67 2,93 3,22

0,00 2,00 4,00 6,00 8,00

10,00 12,00 14,00

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Anos


Gráfico V-3 - Tarifas Redes 69 Kv

Tabela V-12 - Tarifas Redes 34,5 kV


F. PONTA 2,70 2,84 2,99 3,14 3,31 3,48 3,66 3,85 4,04

Tarifas para as Redes de 34,5 kV (R$/kW) Final Período de Transição Atual

Val

ores

das

Tar

ifas (

R$/

kW)

ANEEL

40

8,09 8,51 8,95 9,42 9,91 10,42 10,96 11,53 12,13

2,70 2,84 2,99 3,14 3,31 3,48 3,66 3,85 4,04

0,00 2,00 4,00 6,00 8,00

10,00 12,00 14,00

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Anos

Valores das Tarifas (R$/kW)


Gráfico V-4 - Tarifas Redes 34,5 kV

Tabela V-13 - Tarifas Redes 13,8 kV


F. PONTA 3,02 3,20 3,38 3,58 3,79 4,01 4,25 4,49 4,75

Atual Tarifas para as Redes de 13,8 kV (R$/kW)

Final Período de Transição

9,05 9,58 10,14 10,73 11,36 12,02 12,72 13,47 14,25

3,02 3,20 3,38 3,58 3,79 4,01 4,25 4,49 4,75

0,00 2,00 4,00 6,00 8,00

10,00 12,00 14,00 16,00

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Anos



Gráfico V-5 - Tarifas Redes 13,8 kV

Tabela V-14 - Tarifas Redes Baixa Tensão


F. PONTA 21,56 21,18 20,78 20,35 19,90 19,42 18,91 18,37 17,78

Tarifas para as Redes de Baixa Tensão (R$/kW) Final Período de Transição Atual

Val

ores

das

Tar

ifas (

R$/

kW)

Val

ores

das

Tar

ifas (

R$/

kW)

Val

ores

das

Tar

ifas (

R$/

kW)

ANEEL

41

21,56 21,18 20,78 20,35 19,90 19,42 18,91 18,37 17,78

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Anos



Gráfico V-6 - Tarifas Redes Baixa Tensão

Os valores aqui apresentados são hipotéticos e as tendências demonstradas serão diferentes para cada empresa.

Val

ores

das

Tar

ifas (

R$/

kW)

ANEEL

42

2001, ! Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD ! Superintendência de Regulação Econômica – SRE ! Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF

Ficha Catalográfica

ANEEL

METODOLOGIA DO CÁLCULO DAS TARIFAS DE USO DOS SISTEMAS DE

DISTRIBUIÇÃO

Revisão das Tarifas Publicadas na Resolução ANEEL n.º 286/99

metodologia tusd.pdf

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