REVISÃO TARIFÁRIA
COMPREENDENDO AS
TARIFAS
Franklin Miguel
Sumário
• Copel
• Setor Elétrico Brasileiro
• Comercialização de Energia
• Tarifas
Sobre a Copel
A Companhia Paranaense de Energia – Copel
é uma concessionária de serviço público de
energia elétrica controlada pelo Estado do
Paraná, criada em outubro de 1954.
Missão
A missão da Copel é gerar, transmitir,
distribuir e comercializar energia,
bem como prestar serviços
correlatos, promovendo
desenvolvimento sustentável e
mantendo o equilíbrio dos interesses
da sociedade paranaense e dos
acionistas.
Área de Concessão
PVI
CBE
Maringa
MGA
COPEL
CPO
SPL
LNA
APA
Londrina
CIT
UMU
CMO
IVP
TEL
JGI
MCR
TDO
CEL
Cascavel
MED
LJS
Ponta Grossa
Curitiba
PGO
CBN
IRT
FOZ
ARC
RZA
FBL
PTO
CEN
PNS
SJP
LIT
UVI
Copel
Vendas em
Grosso
Área atendida
Fora do Paraná
Outras
Empresas
Limites do estado do
Paraná
Limites das SDs
Limites das UDs
Limites dos Municípios
Sede das Superintendências
Sede das UDs
OUTUBRO/98
Copel em Números
Dez/2007
• 393 Municípios
•3,4 milhões de
consumidores
• 20.793 GWh/ano
mercado fio
• 2,3 milhões
de postes
•194 mil km2 de
área de Concessão
Copel em Números
Dez/2007
Geração Própria
• Capacidade instalada 4.550 MW
•17 Usinas Hidroelétricas
•01 Usina Térmica
•01 Usina Eólica
Geração Participações
• Capacidade instalada proporcional 664,4 MW
•06 Usinas Hidroelétricas
•01 Usina Térmica
Copel em MAUÁ
Copel em MAUÁ
Copel em MAUÁ
Copel em Números
Dez/2007
Transmissão (maior ou igual a 230kV)
• 1.822 km de rede básica
• 30 subestações rede básica
Telecomunicações
•5.054 km de cabos ópticos (anel principal)
• 5.571 km de cabos ópiticos auto-sustentados
• 181 cidades atendidas
Copel em Números
Dez/2007
Distribuição (menor 138kV)
•341 subestações de distribuição
•72 subestações de 138kV
•31 subestações de 69kV
•238 subestações de 34,5kV
Distribuição
•177 mil km de redes e linhas de distribuição
• 1.173 km de linhas de 69kV
• 88 km de linhas de 88kV
• 4.298 km de linhas de 138kV
• 171 mil km de rede de distribuição (34,5/13,8kV)
•324 mil transformadores de distribuição
Copel em Números
20.793 GWh de
Mercado
Dez/2007
34% INDUSTRIAL
28% RESIDENCIAL
20% COMERCIAL
10% OUTRAS
8% RURAL
Copel em Números
Dez/2007
3,4 MILHÕES DE CONSUMIDORES
RESIDENCIAL
79%
RURAL COMERCIAL INDUSTRIAL
2%
10%
8%
OUTRAS
1%
Setor Elétrico Brasileiro
Setor Elétrico - Agentes
Gerador Serviço Público
Produtor Independente de Energia
Comercializador
Distribuidor
Transmissor
Consumidor Cativo
Consumidor Livre
Setor Elétrico - Agentes
Modelo Institucional do Setor Elétrico
CNPE – Conselho Nacional de Política
Energética. Homologação da política
energética, em articulação com as
demais políticas públicas.
CMSE
CMSE – Comitê de Monitoramento do
Setor Elétrico. Monitoramento das
condições de atendimento e
recomendação de ações preventivas
para garantir a segurança do
suprimento.
MME
EPE
EPE – Empresa de Pesquisa
Energética. Execução de estudos
para definição da Matriz Energética
e planejamento da expansão do
setor elétrico (geração e
transmissão)
ANEEL
ONS
ONS – Operador Nacional do Sistema.
Coordenação e controle da operação da
geração e da transmissão no sistema
elétrico interligado.
MME – Ministério de Minas e
Energia. Formulação e
implementação de políticas para o
setor energético, de acordo com as
diretrizes do CNPE.
CNPE
Agentes
CCEE
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica.
Regulação e fiscalização, zelando pela qualidade
dos serviços prestados, universalização do
atendimento e pelo estabelecimento de tarifas para
consumidores finais, preservando a viabilidade
econômica e financeira dos Agentes de
Comercialização.
CCEE – Câmara de Comercialização
de Energia Elétrica. Administração
de contratos, liquidação do mercado
de curto prazo, Leilões de Energia.
CCD
CUSD
CCD
CUSD
CCE
CCE
CUST
CCT
CCEE
CCE
CUSD e CCD
CCE
CCT
CCT
CCT
CCEE
Cons. Cativo
CCE, CUSD e
CCD
CUSD e CCD
CCT
CCE
CUST
CCE
CCE
CUSD e CCD
CCEE
CCEE
Comercialização de Energia
Contratação em dois Ambientes
Vendedores
Geradores de Serviço Público, Produtores Independentes, Comercializadores e Autoprodutores
Ambiente de Contratação Regulada
(ACR)
Distribuidores
(Consumidores Cativos)
Ambiente de Contratação Livre
(ACL)
Consumidores Livres,
Comercializadores
Contratos resultantes de leilões
Contratos livremente negociados
CCEE (PLD)
Contratação no Ambiente Regulado
Quantidades e Preços praticados nos Leilões de Energia Existente
Leilões de Energia Existente
10.000
120,00
9.054
9.000
8.000
6.782
6.000
5.000
74,48
76,10
65,00
57,51
67,33
85,29
75,46
108,61
104,74
109,00
100,00
83,13
74,48
74,48
80,00
74,48
74,48
74,48
[R$/MWh]
[MW médios]
7.000
91,51
102,43
94,91
60,00
4.000
40,00
3.000
2.000
1.325
1.172
20,00
1.166
1.000
204
0
0,00
[1º] 2005-08
[1º] 2006-08
[1º] 2007-08
[2º] 2008-08
[4º] 2009-08
[5º] 2007-08
Ano de Início - Duração do CCEAR
ENERGIA CONTRATADA MW méd
PREÇO MÉDIO CORRIGIDO IPCA
*preços – atualizado 01/dez/2007
PREÇO MÉDIO FECHAMENTO
PREÇO MÉDIO PONDERADO
[6º] 2008-05
Contratação no Ambiente Regulado
Quantidades e Preços praticados nos Leilões de Energia Nova
Leilões de Energia Nova
1.800
160,00
1.600
141,45
139,44
133,52
138,24
1.400
122,22
143,64
1.597
1.553
140,00
136,80
130,27
123,03
129,63
128,86
126,31
124,67
1.304
120,00
114,38
100,00
1.028
1.000
889 862
855
78,87 80,00
800
715
654
569
561
600
60,00
535
40,00
400
20,00
200
71
46
0
0
0
0,00
[1º] 2008-30;15[1º] 2009-30;15[2º] 2009-30;15[1º] 2010-30;15 [4º] 2010-15 [3º] 2011-30;15[5º] 2012-30;15 [CM] 2012-30
Ano de Início - Duração do CCEAR
ENERGIA CONTRATADA H30
PREÇO DE VENDA MÉDIO H30
*preços – atualizado 01/dez/2007
ENERGIA CONTRATADA T15
PREÇO DE VENDA MÉDIO T15
[R$/MWh]
[MW médios]
1.200
ACL - Ambiente de Contratação Livre
 Condições para se tornar Consumidor Livre
 Operações de compra e venda de energia elétrica, no ACL, envolvem:
Agentes de geração (APE, PIE e SP)
Comercializadores
Consumidores livres
 Relações livremente pactuadas por contratos bilaterais;
 O Decreto 5.163/2004 tornou obrigatória a adesão dos consumidores livres à CCEE.
32
SE/CO
abr/08
180
CORUMBÁ III
NE
out/08
286
HIDRO 14 DE JULHO
PROINFA
TOTAL Termo
PCH
SE/CO
dez/08
303
EOL
SE/CO
dez/08
40
BIOMASSA
SE/CO
dez/08
65
PCH
S
dez/08
57
EOL
S
dez/08
68
PCH
NE
dez/08
7
EOL
NE
dez/08
217
PCH
N
dez/08
68
TERM EUZÉBIO ROCHA (Cubatão)
SE/CO
jun/09
TERMO LEILÃO
SE/CO mar/09
BARRA DO BRAÚNA
S
abr/09
SE/CO
dez/09
TOTAL Hidro
SÃO SALVADOR
51
50
22
123
SE/CO
abr/09
149
S
set/09
43
BAGUARI
SE/CO
out/09
80
FOZ DO RIO CLARO
SE/CO
nov/09
41
N
jan/10
NE
jan/09
119
MONJOLINHO
TOTAL Hidro Leilão
313
LEILÃO NOVA OLINDA
TOTAL Termo Leilão
120
120
MARACANAÚ I
120
193
CAMPINA GRANDE
NE
jan/10
119
GLOBAL I
NE
jan/10
105
ITAPEBI
NE
jan/10
103
MONTE PASCOAL
NE
jan/10
104
TERMONORDESTE
NE
jan/10
123
TERMOPARAÍBA
NE
jan/10
123
S
jan/10
304
VIANA
SE/CO
jan/10
121
DO ATÂNTICO
SE/CO
fev/10
419
PALMEIRAS DE GOIÁS
SE/CO
dez/10
69
CAMAÇARY PI
NE
jan/09
101
PAU FERRO I
NE
jan/09
47
TERMOMANAUS
NE
jan/09
80
SE/CO
jan/09
65
fev/09
30
393
PRES. MÉDICI (Candiota 3)
TOTAL Termo Leilão A-3
Usinas Hidráulicas
EASS
jan/10
70
Usinas Térmicas
Prev.
Atual
N
jan/09
TOTAL Termo Leilão
Sis.
TOCANTINÓPOLIS
NE
NE
Usina
193
CAMAÇARY MI
POTIGUAR III
Tipo
826
TOTAL Termo
GOIÂNIA II
Ano
466
TOTAL PROINFA
2009
EASS
HIDRO
LEILÃO
VALE DO AÇU (Jesus S. Pereira)
Prev.
Atual
LEILÃO A-3
SANTA CRUZ
Sis.
2009
TERM
Usina
2010
Tipo
2008
Ano
2008
Balanço de Energia - Expansão
Usinas do PROINFA
Não existem impedimentos
Existem Restrições
1829
Graves Restrições
Balanço de Energia - Expansão
Ano
Tipo
Usina
2010
SÃO JOSÉ
HIDRO
Sis.
Prev.
Atual
S
jan/10
30
RETIRO BAIXO
SE/CO
fev/10
39
SERRA DO FACÃO
SE/CO
nov/10
182
SIMPLÍCIO
SE/CO
dez/10
191
TOTAL Hidro
HIDRO LEILÃO
2010
PASSO SÃO JOÃO
443
S
jan/10
39
SALTO
SE/CO
jan/10
64
SALTO DO RIO VERDINHO
SE/CO
jan/10
58
S
SALTO PILÃO
mar/10
107
DARDANELOS
SE/CO mar/10
155
BARRA DOS COQUEIROS
SE/CO
mai/10
CAÇU
SE/CO
mai/10
43
ESTREITO TOCANTINS
SE/CO
set/10
585
BATALHA
SE/CO
nov/10
49
S
set/10
432
FOZ DO CHAPECÓ
2012
Usinas Hidráulicas
TERM MPX
LEILÃO MARACANAÚ II
MAUÁ
SÃO DOMINGOS
NE
jun/11
631
NE
jan/12
37
668
S
jun/11
198
SE/CO
jan/12
37
NE
jan/12
265
NE
jan/12
332
TOTAL Hidro Leilão
TERM SUAPE II
LEILÃO TERMOMARANHÃO
235
TOTAL Termo Leilão
Usinas do PROINFA
57
1589
TOTAL Termo Leilão
Hidro
Leilão
2011
2011
TOTAL Hidro Leilão
Usinas Térmicas
EASS
Não existem impedimentos
597
Existem Restrições
Graves Restrições
Balanço de Energia - ONS
70000
68000
SIN Usinas Térmicas (ONS)
SIN Usinas Hidráulicas (ONS)
66000
Mercado Referência (ONS)
64000
Mercado Baixo (EPE)
62000
Mercado Realizado (ONS) + Projeção DPLE
60000
58000
MWmed
56000
54000
52000
50000
48000
EPE + DPLE (%)
46000
Ano
DPLE
44000
2008
2009
2010
3,2
3,9
3,9
2011
2012
3,9
38000
36000
Período
42000
40000
34000
jan/08
mai/08
set/08
jan/09
mai/09
set/09
jan/10
mai/10
set/10
jan/11
mai/11
set/11
Baixo
3,4
4,3
3,6
Ref.
4,3
5,5
4,9
3,9
3,8
3,0
4,5
4,1
20,3
19,5
25,7
mai/12
set/12
jan/12
Balanço de Energia - ONS
SIN - Balanço de Energia - Mercado de Referência
Ano
Jan
Fev
Mar
Abr
Mai
Jun
Jul
Ago
Set
Out
Nov
Dez
Média
2008
(2979)
(3130)
(4376)
(3456)
(1648)
(1707)
(651)
(754)
(445)
(238)
275
652
(1538)
2009
(1619)
(2442)
(2825)
(1567)
93
492
1756
1264
1360
1148
1394
1435
41
2010
290
(661)
(1260)
101
1925
2063
2737
2203
2527
2263
2861
2898
1495
2011
161
(923)
(1605)
(339)
1615
2463
2494
1945
1964
1715
1907
1728
1094
2012
(156)
(1289)
(2106)
(785)
1104
1231
1210
584
579
270
462
452
130
SIN - Balanço de Energia - Mercado Baixo
Ano
Jan
Fev
Mar
Abr
Mai
Jun
Jul
Ago
Set
Out
Nov
Dez
Média
2008
(2522)
(2665)
(3908)
(3000)
(1201)
(1263)
(208)
(309)
1
211
725
1103
(1086)
2009
(488)
(1290)
(1663)
(433)
1206
1601
2863
2379
2478
2275
2518
2555
1167
2010
2188
1268
686
2003
3791
3919
4592
4072
4405
4157
4752
4781
3384
2011
2573
1533
874
2085
3989
4825
4856
4327
4358
4129
4315
4122
3499
2012
3003
1923
1134
2388
4217
4328
4306
3707
3719
3436
3619
3590
3281
SIN - Balanço de Energia - Mercado Realizado + Projeção com Crescimento do Cenário DPLE
Ano
Jan
Fev
Mar
Abr
Mai
Jun
Jul
Ago
Set
Out
Nov
Dez
Média
2008
(1045)
(1077)
(2149)
(2277)
279
(469)
335
(575)
(48)
1058
1046
604
(360)
2009
1227
529
354
497
2860
2593
3627
2323
2667
3428
3129
2283
2126
2010
3815
3004
2627
2820
5367
4809
5242
3871
4455
5203
5233
4342
4232
2011
4186
3251
2805
2851
5550
5675
5454
4041
4332
5138
4738
3592
4301
2012
4148
3171
2600
2651
5311
4686
4402
2879
3158
3947
3525
2507
3582
Tarifas de Fornecimento
MECANISMOS DE REAJUSTE DAS TARIFAS

Concepção do contrato: 1995 – aprovado pelo CND;

Criação da ANEEL: 1997 – Implementar as disposições
estabelecidas nos contratos de concessão;

Contrato de concessão da Copel 046/1999;

Mecanismos de alteração das tarifas previstos nos
contratos (cláusula econômica) :
I.
Reajuste tarifário anual
II. Revisão tarifária periódica
III. Revisão tarifária extraordinária
REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL
RR – Receita Requerida
Parcela A
(Não Gerenciáveis)
+
Parcela B
(Gerenciáveis)
Reajuste =
Tarifa Nova
Tarifa Antiga
Reajuste =
Tarifa Antiga x ÍNDICE
Tarifa Antiga
REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL
Objetivo: Restabelecer anualmente o poder de compra da receita
obtida pelo concessionário
PA1 + PB0 x (IVI +/- X)
IRT =
RA0
PA1 = custos não gerenciáveis
PB0 = custos gerenciáveis
PB0 (blindada) = RA0 - PA0
IVI = IGP-M
Fator X = 2,31% (RT/2004) e 2,09% (RT 2008)
RA0 = Período de Referência (12 meses anteriores)
0 = Anterior 1 = Atual
REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL
RR – Receita Requerida
Parcela A
(Não Gerenciáveis)
Energia
+
Transmissão
+
Encargos
+
Parcela B
(Gerenciáveis)
Distribuição
(Parcela B)
REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
Objetivo: redefinir o nível das tarifas de fornecimento de energia
elétrica, considerando:
 custos operacionais eficientes;
 adequada remuneração sobre investimentos prudentes.
RT (%) =
Receita Requerida – Outras Receitas
Receita Verificada
RR = Parcela A + Parcela B
OR = Receitas Extra Concessão
RV = Ano Teste (12 meses futuros)
REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDOCA
RR – Receita Requerida
Parcela A
(Não Gerenciáveis)
+
Parcela B
(Gerenciáveis)
Energia
Custos Operacionais
+
+
Transmissão
Quota de Reintegração
+
+
Encargos
Remuneração do Capital
COMPONENTES DE CUSTOS DA PARCELA A
Compra de Energia
Itaipu
Contratos Bilaterais
CIEN
ITIQUIRA
ELEJOR
CCEAR (LEILÃO)
+
Transporte +
Rede Básica
Rede de Fronteira
MUST Itaipu
Transporte de
Itaipu
Conexão
Encargos Setoriais
CCC
CDE
RGR
TFSEE
ESS
P&D
PROINFA
ONS
COMPONENTES DE CUSTOS DA PARCELA B
Custos
Operacionais
Empresa de
+
Quota de
Reintegração
Remuneração do
+
Capital
Base de
Remuneração
Bruta
Base de
Remuneração
Liquida
Material
X
X
Serviços
Taxa de
Depreciação
Custo do Capital
(WACC)
de 4,49%
de 9,95%
Referência
Pessoal
Inadimplência
COMPOSIÇÃO DA RECEITA E DA TARIFA - RT JUNHO/08
ABERTURA DA CONTA DE ENERGIA ELÉTRICA (140,85%)
COMPONENTES DA FATURA - RESOLUÇÃO ANEEL N° 166/2005
TRIBUTOS: ICMS 27% + PIS/PASEP 1,04% e COFINS 4,76%
CIP: (CTBA) 5% LIMITADO A R$ 6,25
ABERTURA DA TARIFA - COMPONENTES DE CUSTOS (100%)
RESOLUÇÃO ANEEL N° 663/2008
ENCARGOS 13,51%
ENERGIA 45,12%
TRANSMISSÃO 9,31%
DISTRIBUIÇÃO 32,06%
CCC 4,31%
REDE BÁSICA 8,22%
ITAIPU 10,20%
OPERAÇÃO 17,62%
CDE 4,37%
CONEXÃO 0,27%
BILATERAIS 6,83%
REINTEGRAÇÃO 7,36%
P&D 0,92%
ITAIPU 0,82%
CCEAR 28,08%
REMUNERAÇÃO 7,08%
PROINFA 1,32%
ONS 0,01%
TFSEE 0,23%
ESS 1,65%
RECEITA
RGR 0,70%
TRIBUTOS
R$ 1.670 = 30%
ENCARGOS
R$ 552 = 10%
ENERGIA
R$ 1.845 =
31%
TRANSMISSÃO
R$ 381 = 7%
DISTRIBUIÇÃO
R$ 1.311 = 22%
DETALHAMENTO DOS CUSTOS DE COMPRA DE ENERGIA
Itaipu (Cota Parte): Aquisição da cota-parte de energia elétrica
produzida pela Usina Hidrelétrica de Itaipu;
Contratos Bilaterais: firmados anteriormente à Lei nº 10.848/2004 e
Homologados pela ANEEL;
Leilões de energia (CCEAR): Com base nos mecanismos legais de
comercialização vigente ( Decreto nº 5.163, de 30/07/2004)
DETALHAMENTO DOS CUSTOS DE TRANSMISSÃO
Rede Básica (Nodal): Incide sobre toda a demanda contratada nos
pontos de conexão;
Rede Básica (Fronteira): Incide para os usuários beneficiados nos
pontos de conexão da Rede Básica;
Rede Básica (Itaipu): Custos de transmissão relativos a cota-parte da
energia adquirida de Itaipu;
Transporte de Itaipu: Encargo devido pelas empresas que adquirem
energia de Itaipu.
Conexão: Instalações disponibilizadas pelas Transmissoras, não
integrantes da rede básica;
O.N.S.: Condomínio pela administração do sistema.
DETALHAMENTO DOS ENCARGOS SETORIAIS
Quota da Reserva Global de Reversão (RGR):
Prover recursos para
Reversão/encampação e financiar a expansão e melhoria dos serviços;
Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica (TFSEE):
Prover
recursos para a Agencia Reguladora do serviço público de energia elétrica;
Quotas da Conta de Consumo de Combustíveis (CCC):
Cobrir os custos
anuais da geração termoelétrica do sistema isolado produzida no País;
Conta de Desenvolvimento Energético (CDE):
Prover recursos para o
desenvolvimento energético dos Estados, viabilizar a competitividade da energia produzida a partir de fontes
alternativas e promover a universalização dos serviços de energia elétrica em todo o território nacional;
Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética (P&D):
Aplicação
anual de, no mínimo, 1% (0,75% P&D e 0,25% EE) da receita operacional líquida;
Encargos de Serviço do Sistema (ESS):
Custo incorrido para manter a confiabilidade
e a estabilidade do Sistema para o atendimento do consumo;
Quotas do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de
Energia Elétrica (PROINFA): objetivo de aumentar a participação de fontes alternativas
renováveis na produção de energia elétrica no país.
HISTORICO DOS REAJUSTES TARIFÁRIOS
VARIAÇÃO DOS CUSTOS
COMPOSIÇÃO DO REAJUSTE DE -3,35%
REAJUSTE TARIFÁRIO
14,43%
10%
16%
12%
8%
4%
TRANSPORTE
7,80%
DISTRIBUIÇÃO
5%
3,82%
5,12%
1,43%
0%
-1,22%
-3,35%
1,04%
OUTRAS REC.
-1,07%
-3,52%
-5%
0%
-5,05%
-4%
2004 2005 2006 2007 2008
FINANCEIRO
-10%
ENCARGOS
ABERTURA DAS TARIFAS
TARIFA DE
ENERGIA (TE)
Custo de Compra
de Energia
e
Perdas Técnicas
TARIFA DE USO DO SISTEMA
DISTRIBUIÇÃO (TUSD)
Custos Operacionais
(Pessoal, Material, Serviços de Terceiros e Depreciação)
Remuneração do Capital
(Capital Próprio e Terceiros)
Encargos Setoriais
(CCC, CDE, RGR, TFSEE, Rede Básica, Conexão, Transp. Itaipu, ONS,
P&D, ESS, Proinfa)
Transporte
(Rede Básica, Conexão, Transp. Itaipu, ONS)
VARIAÇÃO DAS TARIFAS DA RES. 479/07 PARA A RES.
663/08 (ANEXO I) DO MERCADO DE FORNECIMENTO
REAJUSTE DAS TARIFAS - EFEITO P/ CONSUMIDOR
%
10
TE (%)
TUSD (%)
TARIFA FORNECIMENTO (%)
2,0
5
6,7
5,7
2,6
0
-5
-3,3
-3,3
-1,4
-2,2
-2,9
-3,3
-3,3
-3,3
-3,3
-3,0
-9,6
-9,9
-5,7
-5,7
A3
A3a
-3,3
-0,2
-3,2
-10
-15
A1
A2
O nível A3 e A3a mostra o maior crescimento do mercado
A4
BT
MÉDIO
TARIFA MÉDIA DE ENERGIA E USO DO SISTEMA RES.
663/08 (ANEXO I) DO MERCADO DE FORNECIMENTO
TARIFAS MÉDIAS VIGENTES - RES. 663/08
R$/MWh
TE
250
TUSD
TARIFA FORNECIMENTO
226
198
200
162
150
126
174
160
151
60
58
54
102
102
97
26
137
76
105
100
100
50
98
88
93
0
A1
A2
TARIFAS MÉDIAS VIGENTES - RES. 663/08
HORO SAZONAL AZUL
R$/MWh
250
A3
A3a
TARIFAS MÉDIAS VIGENTES - RES. 663/08
HORO SAZONAL VERDE
R$/MWh
TE
TUSD
TE
TARIFA FORNECIMENTO
TUSD
200
151
150
52
159
60
BT
151
150
57
TARIFA FORNECIMENTO
173
77
TUSD
159
150
TARIFA FORNECIMENTO
227
128
69
100
100
TE
250
200
MÉDIA
TARIFAS MÉDIAS VIGENTES - RES. 663/08
CONVENCIONAL
R$/MWh
300
250
200
A4
100
50
99
99
50
94
96
0
0
A3a
A4
50
89
99
0
A3a
A4
A3a
A4
O nível A3a concentra o maior efeito dos Descontos institucionais para as classes: Rural e Serviço Público e o maior crescimento do mercado
EVOLUÇÃO DO MERCADO DE FORNECIMENTO,
COMPARATIVO ENTRE O IRT/2007 E A RT/2008
MERCADO 2007
GWh
MERCADO 2008
% Variação 2007/2008
25000
20%
20000
15,0%
16,4%
19653
17680
13,9%
15000
15%
9,9%
11,2%
10%
5%
5,5%
10581
10000
9631
0%
5397
5000
0
6149
-5,2%
562
533
A1
347
-5%
366
A2
1414 1646
293
337
A3
-10%
A3a
A4
BT
TOTAL
EVOLUÇÃO DA TE DE 2004 PARA 2008 (ANEXO II –
TARIFA BASE) DO MERCADO DE FORNECIMENTO
TE 2004
R$/MWh
TE 2008
% Variação 2004/2008
140
130
60%
42,6%
31,5%
120
110
40%
122
12,4%
100
97
96
90
97
98
95
91
-8,7%
0%
86
79
78
74
20%
100
85
80
70
24,4%
25,0%
-20%
67
-29,2%
60
-40%
A1
A2
A3
A 3a
A4
BT
MÉDIA
R$/MWh
A1
A2
A3
A 3a
A4
BT
MÉDIA
140
130
120
110
100
90
80
70
Mix Energia
R$82/MWh
60
2004
Mix Energia
R$70/MWh
2005
Mix Energia
R$77/MWh
Mix Energia
R$82/MWh
Mix Energia
R$82/MWh
2006
2007
2008
COMPARATIVO EVOLUÇÃO DA DA RECEITA REQUERIDA,
PARCELA A E PARCELA B, DA COPEL
HOMOLOGADA P/ANEEL
CORRIGIDA P/IGPM
R$ MILHÕES
3.500
2.500
1.500
PARCELA PARCELA RECEITA
B
A
REQUERIDA
4.497
4.500
3.622
3.897
3.902
4.043
3.977
24% a.p.
12% a.p.
4.088
3.782
3.622
3.596
3.128
2.711
2.520
2.520
2.714
2.812
2.778
2.459
1.102
1.186
1.102
1.137
2.548
2005
1.234
1.337
1.188
1.230
2006
10% a.p.
2.640
1.368
1.311
500
2004
24% a.p.
2007
2008
24% a.p.
19% a.p.
ESTRUTURA TARIFÁRIA: CONSTRUÇÃO DA TARIFA
Tipologias Agregadas por Nível de Tensão
600,0
Demanda MW
500,0
400,0
300,0
200,0
100,0
Tarifas por
nível e
modalidade
0,0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
Horas (h)
BT
Nível Tarifário
A3a
A3
A2
Sistema
Estrutura
Tarifária
EMPRESA
ENERSUL
673,4 MW
A4
A2
34,8 MW
53,3 MW
A3
11,6 MW
37,0 MW
72,7 MW
512,6 MW
0,7 MW
A3a
53,7 MW
22,5 MW
48,5 MW
A4
19,1 MW
408,0 MW
180,9 MW
BT
427,0 MW
Injeção no nível
Fluxo Transformação
Carga
Perdas Técnicas
ESTRUTURA TARIFÁRIA: CONSTRUÇÃO DA TARIFA
Curvas de carga
(tipologias)
Fluxo de potência
(máxima potência)
Custos de
capacidade e
Demandas
agregadas p/ nível
Mercado projetado
(ano teste - GTF)
Custos Marginais
de expansão p/
nível (Aneel)
Mercado de
demanda
projetado (GTF)
Sinalização
Tarifária (Dp/Dfp)
(Aneel)
Tarifas de
referência
Tarifas referentes às parcelas
da receita requerida (RA1)
estruturadas pelo custo
marginal:
Parcela B, Perdas Técnicas,
RGR, P&D-fio e TFSEE-Fio
ESTRUTURA TARIFÁRIA: CONSTRUÇÃO DA TARIFA
Tarifas de
Referência
Mercado projetado
(ano teste – GTF)
Receita Requerida
RA1 (com todas as
parcelas)
Regras
estabelecidas na
resolução 166
TUSD
(kW e kWh)
Tarifas Anexo II
TE
Receita RA1
Tarifas Anexo I
(kWh)
Componentes
financeiros
CVAs
ESTRUTURA TARIFÁRIA: SISTEMA DE TARIFAÇÃO
SISTEMA TARIFARIO DO MERCADO CATIVO
RESOLUÇÃO ANEEL Nº 456/2000
CONVENCIONAL
HORO-SAZONAL
ALTA TENSÃO
BINÔMIA
DEMANDA < 300 kW
BAIXA TENSÃO
MONÔMIA
A3a (30 a 44 kV)
A4 (2,3 a 25 kV)
AS (SUBTERRÂNEO)
B1 (RESIDENCIAL)
B2 (RURAL / COOP.)
B3 (COML. / INDL.)
B4 (ILUM. PUBL.)
Convencional
Verde
ALTA TENSÃO
BINÔMIA
PONTA E FORA DE PONTA
PERÍODO SECO E ÚMIDO
VERDE/AZUL (DEM < 300 kW)
A3a (30 a 44 kV)
A4 (2,3 a 25 kV)
AS (SUBTERRÂNEO)
AZUL (DEM > 300 kW)
A1 (230 kV)
A2 (88 a 138 kV)
A3 (69 kV)
Azul
ESTRUTURA TARIFÁRIA: MODALIDADE HORO SAZONAL
METODOLOGIA HORO-SAZONAL
365 dias = 8.760 horas/ano
Período Seco (Mai/Nov)
214 dias = 5.136 horas
Ponta
(18/21horas)
= 459 horas
Fora de Ponta
(22/17horas)
= 4.677 horas
Período Úmido (Dez/Abr)
151 dias = 3.624 horas
Ponta
(18/21horas)
= 324 horas
Fora de Ponta
(22/17horas)
= 3.300 horas
TARIFA ABERTA POR COMPONENTE – NÍVEL A4
COMPONENTES DA TARIFA - RESOLUÇÃO Nº 663 DE 23 DE JUNHO DE 2008
NÍVEL
TARIFÁRIO
TUSTD - FIO A R$/kW
"selo"
Grupo/Modalidade
Azul
DP
DFP
EPS
EFPS
EPU
EFPU
(R$/Kw)
(R$/Kw)
(R$/MWh)
(R$/MWh)
(R$/MWh)
(R$/MWh)
13,8 kV (A4)
USO - CARGA
DP (Kw)
DFP (Kw)
E (MWh)
USO - DISTRIBUIDORA
DP (Kw)
DFP (Kw)
E (MWh)
USO - GERAÇÃO
M. Contratado (Kw)
SUPRIMENTO
D (R$/Kw)
E (R$/MWh)
Verde
D
EPS
EFPS
EPU
EFPU
(R$/Kw)
(R$/MWh)
(R$/MWh)
(R$/MWh)
(R$/MWh)
Convencional
D (R$/Kw)
E (R$/MWh)
7,907
0,125
7,907
0,125
7,907
0,125
0,125
0,216
11,381
0,125
183,611
183,611
0,216
11,381
TUSD - FIO B
R$/kW
18,064
6,021
18,064
6,021
18,064
6,021
1,840
19,027
6,021
419,459
419,459
19,027
-
TUSD Encargos
3,270
1,065
19,063
19,063
19,063
19,063
3,270
1,065
19,063
2,829
0,943
0,305
3,130
1,065
94,990
19,063
94,990
19,063
3,362
19,181
TARIFA DE
ENERGIA R$/MWh
165,644
96,109
147,987
85,864
(22,373)
69,069
165,644
96,109
147,987
85,864
97,812
ANEXO II após
24 de junho de
2009
29,24
7,21
184,71
115,17
167,05
104,93
29,24
7,21
19,06
28,80
7,09
2,27
0,00
80,45
7,21
863,70
115,17
846,05
104,93
22,60
128,37
Financeiros
(CVA)
1,24
0,31
7,82
4,87
7,06
4,44
0,93
0,23
0,61
0,28
0,07
0,02
0,70
0,31
36,53
4,87
35,77
4,44
0,96
5,43
ANEXO I 24
de junho de
2008 a 23
junho de 2009
30,48
7,52
192,53
120,04
174,11
109,37
30,17
7,44
19,67
29,08
7,16
2,29
0,00
81,15
7,52
900,23
120,04
881,82
109,37
23,56
133,80
ESTRUTURA TARIFÁRIA: CONSTRUÇÃO DA TUSD AZUL
•TUST
•Per.téc.Rede Básica
•Conexão
•Uso outra Distrib.
•Remun. Capital
•Depreciação
•Op. e Manutenção
DP (R$/kW)
Fio A
(selo)
DFP (R$/kW)
Fio B
(C.Marg)
Fio A
(sem TUST)
Fio B
•TFSEE
•RGR
•P&D e Ef.Energ.
•ONS (selo)
Perda téc.
(C.Marg)
Encargos
Fio (C.Marg)
Per. não téc.
(selo)
Encargo
(R$/MWh)
Perda téc.
Enc.Fio
Per. não téc.
Enc.Sist.El.
(selo)
Per. não téc.
(selo)
•CCC
•CDE
•PROINFA
ESTRUTURA TARIFÁRIA: CONSTRUÇÃO DA TE VERDE
• Fator de conversão para a determinação de tarifas de
demanda cobradas em energia (VERDE)
TUST
Encargos
Encargos
TUSD
DP
Encargos
EPS
TUSD
EFPS
DFP
Demanda
Encargos
EPU
Energia
EFPU
ESTRUTURA TARIFÁRIA: CONSRUÇÃO DA TE
Energia comprada para revenda
CUST Itaipu
Transporte de Itaipu
Rede Básica
Encargo de Serviços do Sistema
Perda Técnica na Rede Básica
P&D Energia
TFSEE Energia
Custo geração própria
EPS
EPU
EFPS
EFPU
Relação Tarifas Energia
(Valores fixados pela ANEEL)
EPS
1,93
EFPS
1,12
EPU
1,72
EFPU
1,00
Média
1,14
TARIFA ABERTA POR COMPONENTE – NÍVEL A4
COMPONENTES DA TARIFA - Resolução Nº 663/2008 e Nº 479/07 (ANEXO II)
NÍVEL
TARIFÁRIO
1 - TUST
RB
Grupo/Modalidade
TUSD
Encargos
TARIFA DE
USO - R$/MWh
TARIFA DE
ENERGIA R$/MWh
6,021
419,459
419,459
-
1,065
94,990
19,063
94,990
19,063
7,212
698,060
19,063
698,060
19,063
165,644
96,109
147,987
85,864
-
-
2,63
6,202
0,89
9,718
0,572
131,28
304,922
63,28
499,485
185,141
-
-
-
19,59
19,586
107,421
42,471
-
0,572
131,28
63,28
499,485
165,405
-
-
-
-
19,59
19,586
95,970
2 - TUST
FR
3CONEXÃO
4CUSD
5 - Perdas TUSTD - FIO A TUSD - FIO
RB
R$/kW "selo" B R$/kW
25,516
25,516
-
0,089
2,059
2,059
-
-
0,037
0,854
0,854
-
0,125
183,611
183,611
-
-
2,591
-
0,035
78,079
10,161
42,471
-
-
-
-
78,079
10,161
-
-
13,8 kV (A4)
479/2007
13,8 kV (A4)
663/2008
Verde
D(kW):
EPS(MWh):
EFPS(MWh):
EPU(MWh):
EFPU(MWh):
Verde
D(kW):
13.399.222
46.378
1.445.709
28.338
1.043.395
(R$/Kw)
(R$/MWh)
(R$/MWh)
(R$/MWh)
(R$/MWh)
155,182
155,182
-
13.866.946 (R$/Kw)
EPS(MWh):
87.265 (R$/MWh)
EFPS(MWh):
1.863.729 (R$/MWh)
EPU(MWh):
69.714 (R$/MWh)
EFPU(MWh):
1.445.047 (R$/MWh)
304,922
-
-
A explicação para este aumento da TUSD cobrada em energia para o VERDE está
relacionada à mudança na sinalização de corte entre as tarifas AZUL e VERDE
realizada pela ANEEL para todas as empresas neste segundo ciclo de revisão
tarifária.
ESTRUTURA TARIFÁRIA: FATORES DE CONVERSÃO
Tarifa HS - Verde
R$
Dp  Td p 12 Td p 12
Tep 

Dp  fc  783 fc  783
kWh
0,66
Tep
Tdp
Dp
Fc
783
– Tarifa de energia de ponta referente à demanda de ponta
– Tarifa de demanda de ponta
– Demanda de ponta
– Fator de carga
– Número de horas na ponta no ano
ESTRUTURA TARIFÁRIA: FATORES DE CONVERSÃO
Construção da Tarifa de Energia na Ponta Seca - EPS A4 HSV
Te pta
(29,24x1000) x12

 678,98  19,07  698,05
0,66x783
NÍVEL
TARIFÁRIO
Grupo/Modalidade
13,8 kV (A4)
Azul
DP (R$/Kw)
DFP (R$/Kw)
EPS (R$/MWh)
EFPS (R$/MWh)
EPU (R$/MWh)
EFPU (R$/MWh)
Verde
D (R$/Kw)
EPS (R$/MWh)
EFPS (R$/MWh)
EPU (R$/MWh)
EFPU (R$/MWh)
TUSTD - FIO A
R$/kW "selo"
7,907
0,125
0,125
183,611
183,611
-
TUSD - FIO B
R$/kW
18,064
6,021
6,021
419,459
419,459
-
TUSD
Encargos
3,270
1,065
19,063
19,063
19,063
19,063
1,065
94,990
19,063
94,990
19,063
TARIFA DE
ENERGIA R$/MWh
165,644
96,109
147,987
85,864
165,644
96,109
147,987
85,864
ANEXO II
29,24
7,21
184,71
115,17
167,05
104,93
7,21
863,70
115,17
846,05
104,93
Financeiros
(CVA)
1,24
0,31
7,82
4,87
7,06
4,44
0,31
36,53
4,87
35,77
4,44
ANEXO I
30,48
7,52
192,53
120,04
174,11
109,37
7,52
900,23
120,04
881,82
109,37
ANÁLISE DA TARIFA DE CONSUMO (R$/MWh) DO
NÍVEL A4 HORO SAZONAL VERDE
EVOLUÇÃO DA TARIFA HSVERDE
A4 HSV 2007
R$/MWh
1000
A4 HSV 2008
ABERTURA DA TARIFA A4 HS VERDE - RES. 663/08
% Variação 2007/2008
37,6%
36,4%
900
40%
1000
882
800
30%
660
R$/MWh
TE
TUSD
900,2
TARIFA FORNECIMENTO
881,8
800
641
600
20%
600
400
10%
400
200
0%
200
122
120
111
EPS
EFPS
172,7
-1,8%
-2,0%
0
109
-10%
EPU
EFPU
727,6
727,6
120,0
19,9
100,2
154,2
0
EPS
EFPS
EPU
109,4
19,9
89,5
EFPU
Descontos Tarifários Praticados
Reajuste
autorizado
pela ANEEL
25,2%
Reajuste
aplicado
pela COPEL
0%
15%
9%
Reajuste
médio não
aplicado
25,2%
8,2%
06/2003
01/2004
7,8%
-1,2%
IRT –1,2%
CVA +9%
5,1%
IRT 4,9%
CVA 0,2%
IRT 2,2%
CVA –3,4%
5%
4,4%
3,3%
-1,2%
12,5%
8,2%
6,8%
0%
0%
06/2004
02/2005
06/2005
06/2006
14,4%
IRT 9,1%
CVA 5,2%
• Esta iniciativa transferiu para a sociedade
paranaense mais de 1,3 bilhão de Reais.
06/2007
Comparativo de Tarifas
OBRIGADO PELA ATENÇÃO
CONTATO SCT/DAST
FRANKLIN K. MIGUEL
3331-2198
ANDRE LUIZ DE CASTRO DAVID
3331-2815