CONTRIBUIÇÃO LIGHT
AUDIÊNCIA PÚBLICA 120/2010
ESTRUTURA TARIFÁRIA PARA O SERVIÇO DE
DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA
18 de Março de 2011
Superintendência de Regulação
Contribuição AP 120/2010
ÍNDICE
I
INTRODUÇÃO ....................................................................................................................................3
II NT 361/2010 ........................................................................................................................................4
II.1
RELAÇÃO PONTA - FORA PONTA E POSTOS TARIFÁRIOS..................................................................4
II.2
TARIFA DO SISTEMA SUBTERRÂNEO ...............................................................................................8
II.3
TARIFAS DIFERENCIADAS CONFORME METAS DE QUALIDADE........................................................ 10
III NT 362/2010 - SINAL ECONÔMICO NA BAIXA TENSÃO ............................................................ 13
III.1
TARIFA BRANCA ..................................................................................................................... 13
III.2
SISTEMA PRÉ-PAGO ............................................................................................................... 13
III.3
DEMAIS MODALIDADES PARA A BAIXA TENSÃO ......................................................................... 14
IV NT 363/2010 - SINAL ECONÔMICO DA TARIFA DE ENERGIA................................................... 16
IV.1
SINAL ECONÔMICO SAZONAL .................................................................................................. 16
ANEXO I – TARIFAS PARA O SISTEMA SUBTERRÂNEO ............................................................... 19
ANEXO II – PROPOSTA ESTRUTURA TARIFÁRIA LIGHT 2009...................................................... 21
AP 120/2010 – Estrutura Tarifária para o Serviço de Distribuição de Energia Elétrica
2
Superintendência de Regulação
Contribuição AP 120/2010
I
INTRODUÇÃO
A ANEEL publicou, em 17/12/2010, o aviso da Audiência Pública 120/2010, com o objetivo
de debater com os agentes e demais entidades o estabelecimento de uma nova
metodologia a ser aplicada à Estrutura Tarifária para os consumidores de energia elétrica.
Tal revisão é fundamental, pois, com o passar dos anos e as inúmeras alterações na forma
de organização do setor elétrico, os sinais tarifários ficaram defasados e já não oferecem
aos consumidores o sinal adequado para o uso eficiente do sistema elétrico
A Light reconhece e parabeniza essa Agência pelo esforço e dedicação empenhado para
apresentar a metodologia de aperfeiçoamento da Estrutura Tarifária, a fim de induzir o uso
eficiente da rede por meio de sinalização econômica, observando as melhores práticas
regulatórias internacionais, além de buscar os conceitos de Análise de Impacto Regulatório
(AIR)1, preservando os interesses, de forma equilibrada, de todos os agentes envolvidos
neste processo.
Neste contexto, este documento apresenta a contribuição da Light à referida Audiência
Pública. Adicionalmente, a Light informa que concorda com as contribuições apresentadas
pela ABRADEE, de cuja elaboração participou.
1
Nota Técnica 360/2010, pag. 08, item 23.
AP 120/2010 – Estrutura Tarifária para o Serviço de Distribuição de Energia Elétrica
3
Superintendência de Regulação
Contribuição AP 120/2010
II
II.1
NT 361/2010
Relação Ponta - Fora Ponta e Postos Tarifários
A Audiência Pública nº 120/2010 propõe aprimoramentos importantes para a metodologia a
ser aplicada à Estrutura Tarifária das distribuidoras de energia elétrica. Entre os estudos
disponibilizados, destaca-se a flexibilização de alguns parâmetros utilizados na construção
das tarifas. Em particular, a Light considera um grande avanço a possibilidade dos agentes
interessados (distribuidora e consumidores) apresentarem propostas de alteração da
relação entre os postos tarifários ponta, fora ponta e intermediário, com vistas a torná-la
mais adequada à área de aplicação das tarifas. Tal proposta da ANEEL é apresentada nas
Notas Técnicas no 360/2010 e 361/2010.
Essa flexibilização de parâmetros é motivada pela busca de uma maior aderência da
estrutura tarifária às características do mercado atendido pela concessionária, que, por
serem peculiares, não podem ser capturadas por parâmetros gerais aplicados a todo o país.
A seguir são transcritos os itens que abordam este tema, parágrafos 134 e 135 da Nota
Técnica nº 360/2010.
“134. As relações P/FP e o Fator de Carga de cruzamento das modalidades horossazonais
verde e azul são, hoje, valores fixos pelo regulador. Os demais parâmetros são atualizados a
cada revisão das distribuidoras. Importa, portanto, analisar se a atual metodologia está
adequada com os cenários de longo prazo hoje vigentes. Em sua origem tanto a definição
dos postos quanto dos sinais observaram o cenário do sistema interligado como um todo.
135. Portanto, entende-se como factível a proposição, por parte da distribuidora ou da
sociedade em geral, de alteração de parâmetros da estrutura horizontal. Assim, a proposta de
adequação da estrutura tarifária ordinária, a ser encaminhada pela proponente, deverá
incorporar as peculiaridades do sistema de distribuição e do mercado da distribuidora, que
são informações assimétricas para a regulação. Em nenhum caso o modelo ordinário,
proposto pela ANEEL, será dispensado. O que se abre é a possibilidade de sua adequação, e
não de sua substituição. Critérios de equidade tarifária, equilíbrio econômico e financeiro e
adequabilidade do serviço devem nortear a estrutura tarifária a ser proposta pela
concessionária ou entidades representativas dos consumidores. Não menos importante, a
nova estrutura passa a ser central nos debates que cercam a revisão das distribuidoras e,
portanto, sujeita aos mecanismos regulatórios pertinentes.”
AP 120/2010 – Estrutura Tarifária para o Serviço de Distribuição de Energia Elétrica
4
Superintendência de Regulação
Contribuição AP 120/2010
A Light apóia a proposta da ANEEL e entende que a flexibilização da relação entre os
postos tarifários é um passo importante para o aprimoramento da estrutura tarifária
brasileira. As 64 concessionárias de distribuição de energia elétrica do país possuem
características muito distintas de mercado atendido e sistema elétrico e, portanto, não
deveriam estar sujeitas à aplicação de parâmetros uniformes.
Adicionalmente, devido às grandes diferenças dos perfis de uso do sistema elétricos nas
distintas regiões que formam a área de atendimento da Light, a aplicação de um mesmo
posto tarifário para toda a concessão ainda não é suficiente para sinalizar o uso eficiente da
rede elétrica. Apesar de não ser citada nas notas técnicas disponibilizadas na AP 120/2010,
a necessidade de regionalização dos postos tarifários é tratada na Resolução Normativa nº
414/2010 em seu Art. 59, conforme a seguir:
“Art. 59. A definição dos horários de ponta e de fora de ponta deve ser proposta pela
distribuidora, para aprovação da ANEEL, em até 150 (cento e cinqüenta) dias antes da data
da sua revisão tarifária periódica.
§ 1o A aprovação dos horários de ponta e de fora de ponta propostos pela distribuidora
ocorre no momento da homologação de sua revisão tarifária periódica.
§ 2o A ANEEL pode autorizar a aplicação de diferentes horários de ponta e de fora de ponta
para uma mesma distribuidora, em decorrência das características operacionais de cada
subsistema elétrico ou da necessidade de estimular a mudança do perfil de carga de
unidades consumidoras, considerando as seguintes condições:
I – a definição de um horário de ponta diferenciado para cada subsistema elétrico, com
adesão compulsória dos consumidores atendidos pela tarifa horossazonal; e
II – a definição de um horário de ponta específico para determinadas unidades consumidoras,
desde que anuído pelos consumidores.”
Atualmente, o posto de ponta da Light compreende as três horas consecutivas entre as
17:30 e as 20:30 horas. Porém, conforme apresentado no documento “Proposta Estrutura
Tarifária Light 20092”, anexo a esta contribuição, os custos das redes da Light fora deste
horário de ponta são superiores aos do horário de ponta para todos os grupos tarifários,
mesmo após sua desmodulação. Isso significa, principalmente, que: (i) o horário de ponta da
2
Documento apresentado pela Light à ANEEL quando da definição de sua 2ª Revisão Tarifária, em
que a concessionária, com base na regulamentação vigente à época, propôs a eliminação do sinal de
ponta no cálculo da parcela de distribuição da TUSD.
AP 120/2010 – Estrutura Tarifária para o Serviço de Distribuição de Energia Elétrica
5
Superintendência de Regulação
Contribuição AP 120/2010
curva agregada de fronteira da distribuidora – que representa a média de todas as curvas
agregadas de todos os consumidores em um dia de solicitação máxima do sistema – não
ocorre entre as 17:30 e 20:30; e (ii) o sistema é muito heterogêneo, apresentando regiões
com horários de carregamento máximo muito distintos, distantes do período entre as 17:30 e
20:30, o que dificulta o estabelecimento de um único horário de ponta para toda a rede. De
fato, no caso da Light, é exatamente isso que acontece.
A demanda máxima nas redes da Light ocorre no verão, devido à forte influência da
temperatura e consequente utilização acentuada dos aparelhos de ar condicionado,
especialmente pelas classes residencial e comercial, cujos consumos são predominantes na
área de concessão da empresa. Com isso, regiões preponderantemente comerciais, como o
centro da cidade, têm seu sistema elétrico com carga máxima por volta de 14:00, quando
ocorrem as mais altas temperaturas do dia. Por outro lado, regiões predominantemente
residenciais possuem consumo mais intensivo usualmente no final da noite, por volta de
22:00, quando os usuários ligam seus aparelhos de ar condicionado para dormir
confortavelmente. Ao se aplicar uma mesma tarifa para clientes situados em áreas que
demandam o sistema de forma distinta, a correta sinalização para o uso eficiente deste
sistema é prejudicada.
Para exemplificar este fato, na Figura 1, são apresentadas curvas de carga de subestações
que
atendem
a
duas
regiões
distintas:
Boca
do
Mato
(no
bairro
do
Méier,
predominantemente residencial) e Mackenzie (no Centro do Rio, predominantemente
comercial). Como pode ser verificado, o horário de ponta definido para toda a distribuidora
(das 17:30 as 20:30 horas, sombreado em vermelho) não coincide com o horário de máxima
solicitação do subsistema de nenhuma dessas duas regiões.
AP 120/2010 – Estrutura Tarifária para o Serviço de Distribuição de Energia Elétrica
6
Superintendência de Regulação
Contribuição AP 120/2010
Carregamento Horário Subestação Mackenzie (Centro)
Carregamento Horário Subestação Boca do Mato (Méier)
AP 120/2010 – Estrutura Tarifária para o Serviço de Distribuição de Energia Elétrica
7
Superintendência de Regulação
Contribuição AP 120/2010
Neste contexto, a Light solicita que:
I.
Diante da impossibilidade de se determinar horários de ponta diferenciados
por região antes da próxima Revisão Tarifária, como estabelece a Res.
414/2010, seja facultado às concessionárias apresentarem proposta para
o sinal horário da parcela de distribuição da TUSD (TUSD Fio B) no
próximo Reajuste Tarifário, condizente com os reais custos de suas redes,
conforme análises efetuadas na 2ª Revisão Tarifária de cada concessionária.
Desta forma, a ANEEL evitará que, até a próxima Revisão Tarifária, que, no
caso da Light, ocorre apenas em 2013, a sinalização das tarifas propicie a
proliferação de geradores a diesel na hora da ponta, trazendo poluição e
ineficiência à matriz energética brasileira.
II.
Seja explicitada no texto da Nota Técnica 361/2010 a possibilidade de
flexibilização, a cada Revisão Tarifária, dos postos tarifários por região
de uma mesma área de concessão, de forma condizente com as
determinações da Res. 414/2010.
II.2
Tarifa do Sistema Subterrâneo
A separação da área de concessão em regiões, considerando apenas o perfil de carga de
cada subsistema, parte do pressuposto que o custo de atendimento por posto tarifário é
uniforme dentro de regiões assim definidas. Porém, além de distintos perfis de carga, os
subsistemas da Light apresentam diferenças importantes em relação ao custo do
fornecimento.
Por este motivo, um aprimoramento adicional à estrutura tarifária brasileira seria a formação
de tarifas por região avaliando também a diferença de custos, e não apenas de perfis de
carga. Ressalta-se que, mesmo regiões com postos tarifários semelhantes, podem
apresentar custos significativamente distintos, principalmente na Baixa Tensão.
Uma tarifa regionalizada para o Grupo B contribuiria para a melhor refletividade dos custos
associados à prestação do serviço, que compreendem a remuneração e manutenção dos
ativos utilizados e o nível de qualidade prestado. Neste contexto, o fator que mais impacta o
AP 120/2010 – Estrutura Tarifária para o Serviço de Distribuição de Energia Elétrica
8
Superintendência de Regulação
Contribuição AP 120/2010
custo do fornecimento de energia elétrica na área de concessão da Light é o padrão
construtivo da rede, em especial, a diferença de custos entre subsistemas aéreos e
subterrâneos.
As redes subterrâneas têm características distintas, são mais complexas tecnicamente e
geram maiores custos de operação e manutenção, uma vez que o tempo médio de
atendimento é diferenciado e as equipes especializadas. Adicionalmente, devido às
menores interferências na rede, o nível de qualidade fornecido por um sistema subterrâneo
é significativamente superior ao de um sistema aéreo. Atualmente a Light possui uma rede
subterrânea com 5.800 km de extensão, a maior do país.
Na Nota Técnica nº 361/2010 a ANEEL propõe uma adequação da tarifa dos clientes do
grupo AS utilizando os custos marginais de expansão do nível de Baixa Tensão, tornando-a
mais próxima à realidade de custos. A Light concorda com a necessidade de adequação dos
custos vigentes, porém entende que, ao invés de se utilizar os custos da Baixa Tensão,
deveriam ser adotados os próprios custos do sistema subterrâneo.
Neste sentido, para uma melhor refletividade dos custos nas tarifas, a Light propõe que as
tarifas dos clientes de Baixa Tensão conectados aos sistemas subterrâneos3 se
baseiem nos custos médios4 dos subsistemas subterrâneos, permanecendo as tarifas
dos demais clientes da Baixa Tensão baseadas nos custos médios dos subsistemas
aéreos deste nível. Para tal, seria criada uma nova classe, “Baixa Tensão Subterrânea
(BS)5.
Cabe observar que o impacto da proposta da Light para seus clientes seria: (i) aumento para
os clientes de Baixa Tensão conectados aos sistemas subterrâneos (próximo a 24%); (ii)
redução para aqueles conectados aos sistemas aéreos (próximo a 4%), conforme
estimativas preliminares da Light, detalhadas no Anexo I - Tarifas para o Sistema
3
Na Light, os sistemas subterrâneos incluem um universo de clientes mais amplo do que apenas
aqueles pertencentes hoje à subclasse AS.
4
Conforme proposto na NT nº 126/2010.
5
A Light estimou quais seriam as novas tarifas do grupo B, caso fosse criada a nova classe BS. O
detalhamento dessa simulação encontra-se no Anexo I - Tarifas para o Sistema Subterrâneo.
AP 120/2010 – Estrutura Tarifária para o Serviço de Distribuição de Energia Elétrica
9
Superintendência de Regulação
Contribuição AP 120/2010
Subterrâneo. Para atenuar tal impacto, a ANEEL poderia autorizar a implementação da
proposta de forma gradual, por exemplo, em 5 anos.
Finalmente, ressalta-se que a proposta supracitada, além de propiciar tarifas mais aderentes
aos custos de expansão e operação das redes, tem as seguintes vantagens:
i.
propiciar tarifas mais aderentes à qualidade do serviço prestado;
ii.
propiciar tarifas mais justas socialmente6; e
iii.
sinalizar à sociedade e aos poderes públicos, em particular os legislativos estaduais
e municipais, sobre os reais custos das redes subterrâneas7.
II.3
Tarifas Diferenciadas Conforme Metas de Qualidade
Além das propostas supracitadas, que solicitam a determinação de tarifas diferenciadas por
região conforme seus postos tarifários e padrão construtivo da rede, um terceiro possível
aprimoramento da estrutura atual seria a internalização das metas de qualidade nas tarifas.
De certa forma, a efetiva consideração dos custos das redes subterrâneas na tarifa, através
da separação por regiões, já indica uma sinalização da qualidade do serviço prestado, uma
vez que, por ser um sistema abrigado, as interferências na rede subterrânea são menos
frequentes do que em uma rede aérea. Porém, existem outros fatores que influenciam a
qualidade do serviço. Entre eles destacam-se as denominadas Áreas de Risco.
6
As redes subterrâneas da Light estão localizadas nas regiões mais nobres da área de concessão,
que apresentam níveis médios de renda mais elevados, assim como custos superiores de moradia e
IPTU.
7
É bastante grande o número de projetos estaduais e municipais com o intuito de determinar que
redes aéreas sejam substituídas por redes subterrâneas. Tais projetos, entretanto, parecem
desconhecer as conseqüências para os consumidores finais, que teriam suas tarifas majoradas.
Neste sentido, a tarifação diferenciada para os consumidores conectados às redes subterrâneas
permitiria um maior esclarecimento à sociedade e ao legislativo sobre os impactos da implantação
dessas redes.
AP 120/2010 – Estrutura Tarifária para o Serviço de Distribuição de Energia Elétrica
10
Superintendência de Regulação
Contribuição AP 120/2010
Nessas regiões (Áreas de Risco), o acesso à rede é dificultado pelos altos índices de
violência, notadamente em áreas onde o Estado ainda não se faz presente. Por sua
dimensão e relevância na área de concessão da Light, essas áreas são um caso típico de
particularidade que impacta a qualidade do serviço prestado. Portanto, deveriam ter sua
tarifa calculada de forma diferenciada.
Para ilustrar este fato, a figura a seguir apresenta indicadores de qualidade da Light em
redes aéreas, subterrâneas e em áreas de risco. Como pode ser verificado, os índices de
qualidade são melhores em redes subterrâneas8 e piores em Áreas de Risco.
Indicadores de Qualidade Light - Aérea, Subterrânea e Risco
8
Cabe observar que, no item 105 da NT 361, a ANEEL indica que em redes subterrâneas “o DEC
tende a ser maior que nas redes aéreas, pois é maior a dificuldade de acesso ao ponto de falha”. Tal
indicação, entretanto, não condiz com a realidade. De fato, nas redes subterrâneas as interrupções
tendem a ter duração maior do que nas redes aéreas, pela razão apresentada pela ANEEL. Contudo,
a freqüência de interrupções nas redes subterrâneas é de tal modo inferior à das redes aéreas que o
DEC, representando o número de horas que, em média, um consumidor fica sem energia elétrica
durante um período, tende a ser bastante inferior.
AP 120/2010 – Estrutura Tarifária para o Serviço de Distribuição de Energia Elétrica
11
Superintendência de Regulação
Contribuição AP 120/2010
Complementarmente, além do tratamento específico para as Áreas de Risco, um possível
critério adicional para a determinação das tarifas por região seria a utilização dos próprios
conjuntos de unidades consumidoras já utilizados para definição das metas regulatórias de
qualidade. Essa definição, apresentada na Nota Técnica nº 046/2010, leva em conta
critérios específicos e amplamente discutidos entre os agentes do setor para a definição de
regiões geoelétricas, a partir da agregação ou divisão das subestações de média tensão da
concessionária.
Diante das contribuições apresentadas, a Light propõe que a estrutura tarifária
considere a diferenciação de tarifas para o Grupo B por regiões, que podem ser
definidas a partir da análise dos custos e das metas de qualidade do serviço prestado.
Para tanto, a Light sugere:
I.
Segregar os subsistemas aéreos e subterrâneos;
II.
Segregar os sistemas situados em áreas de difícil acesso (“Áreas de
Risco”);
III.
Complementarmente, para a rede aérea fora de áreas de risco, utilizar um
critério simplificado, onde as regiões seriam definidas com base nas suas
metas de qualidade, ou seja, nos conjuntos geoelétricos.
AP 120/2010 – Estrutura Tarifária para o Serviço de Distribuição de Energia Elétrica
12
Superintendência de Regulação
Contribuição AP 120/2010
III NT 362/2010 - SINAL ECONÔMICO NA BAIXA TENSÃO
III.1 Tarifa Branca
A ANEEL propõe nesta Nota Técnica a criação de um sinal econômico para a baixa tensão
a ser utilizado na Estrutura Tarifária aplicada ao setor de distribuição. Em resumo, as
propostas apresentadas consistem em: (i) utilização de sinal econômico, por meio da
modalidade tarifária branca, aplicado aos consumidores atendidos em baixa tensão; (ii)
criação de 3 (três) postos tarifários, na modalidade monômia; (iii) critérios para definição das
relações entre as tarifas nos postos de ponta, fora de ponta e intermediário; (iv) limites para
o enquadramento compulsório e facultativo à modalidade tarifária branca.
Com relação aos limites para o enquadramento compulsório e facultativo, a ANEEL propõe
que modalidade tarifária branca seja opcional para consumidores B1 com consumo entre
200 e 500 kWh/mês e obrigatória para consumidores com consumo maior que 500
kWh/mês. Para o subgrupo B3, a modalidade tarifária branca seria compulsória para os
consumidores com consumo acima 2.000 kWh/mês.
A Light concorda com a proposta da ANEEL e acredita que a implementação da tarifa
branca trará maior eficiência ao uso de suas redes de distribuição. Entretanto, a Light
propõe que a ANEEL estabeleça limite mínimo de 12 meses para a migração dos
consumidores entre a tarifa branca e a convencional. Por exemplo, se um consumidor
B1 com consumo médio de 300 kW/mês optar pela tarifa branca, ele apenas poderia voltar
para a tarifa convencional após 12 meses. Da mesma forma, se um consumidor B3
apresentar consumo médio superior a 2.000 kWh/mês, e passar a ser faturado
compulsoriamente pela tarifa branca, o mesmo apenas voltaria a ser faturado pela tarifa
convencional após 12 meses, se seu consumo médio se reduzisse para patamares
inferiores a 2.000 kWh/mês.
III.2 Sistema Pré-pago
Com a disseminação dos medidores eletrônicos na Baixa Tensão, a aplicação do sistema
pré-pago de energia fica viabilizada. Tal sistema tem importante papel no combate às
perdas e à inadimplência, atuando em benefício da sustentabilidade do setor elétrico. Dentre
AP 120/2010 – Estrutura Tarifária para o Serviço de Distribuição de Energia Elétrica
13
Superintendência de Regulação
Contribuição AP 120/2010
as experiências mundiais de sua aplicação, destaca-se a da África do Sul (2002), no âmbito
do projeto “Eletricidade para Todos”, executado pela estatal Eskom.
O montante de energia furtado atualmente no Brasil ultrapassa 20 TWano, causando
prejuízos anuais de bilhões de Reais. Tal prática é bastante prejudicial ao setor elétrico,
impactando negativamente todos os seus segmentos. Os consumidores pagam mais pela
energia, a saúde financeira das concessionárias de distribuição e a qualidade no
fornecimento de energia elétrica se deterioram e os recursos energéticos do país (geração,
transmissão e distribuição) são desperdiçados.
O mesmo acontece com a inadimplência, pois o não pagamento das contas de energia
elétrica prejudica a saúde financeira das distribuidoras, aumentam as tarifas dos
consumidores adimplentes e implicam o pagamento de impostos sobre contas que acabam
nunca sendo pagas.
Neste sentido, a implementação dos medidores eletrônicos, em conjunto com a adoção do
sistema pré-pago no Brasil, torna-se ferramenta eficaz e essencial para o combate às
perdas não técnicas e à inadimplência, especialmente para os consumidores de renda mais
baixa. O sistema permite que o consumidor adéque seu consumo à sua capacidade de
pagamento, atendendo, assim, também a conveniência dos clientes. O consumidor adquire
maior percepção do desperdício de energia, podendo administrar melhor seus gastos com
energia elétrica, como já acontece largamente no setor de telefonia móvel.
Neste contexto, a Light sugere que seja facultado às concessionárias de distribuição
de energia elétrica a implantação do sistema pré-pago nas seguintes situações: (i)
consumidores regularizados após constatação de fraude; e (ii) consumidores
cortados por inadimplemento reincidente no pagamento das faturas de energia
elétrica. Além desses casos de implantação compulsória, por opção da concessionária, o
sistema seria também adotado para clientes que por ele optassem.
III.3 Demais Modalidades para a Baixa Tensão
A Light desenvolve projeto de P&D Smart Grid dentro do Programa ANEEL, com duração de
3 anos, no qual testará, além da tarifa branca proposta pela ANEEL e do sistema pré-pago
AP 120/2010 – Estrutura Tarifária para o Serviço de Distribuição de Energia Elétrica
14
Superintendência de Regulação
Contribuição AP 120/2010
descrito na seção anterior, as seguintes tarifas e métodos de pagamento: binômia flat, time
of use, real time, energia reativa, step e geração. Essas modalidades já são aplicadas em
outros países e a Light acredita que possam vir a ser aplicadas no Brasil.
No âmbito do projeto de P&D Smart Grid, a Light solicitará autorização à ANEEL para
aplicá-las em seu piloto em momento oportuno. Um dos objetivos do projeto é, além de
testá-las em campo, analisar sua viabilidade econômico-financeira e aceitabilidade pelos
clientes. Neste contexto, a Light sugere que os resultados destes estudos sejam
levados em consideração pela ANEEL em processos futuros de aprimoramento da
Estrutura Tarifária nacional, pois, além de embasamento teórico, terão sido testados
em aplicação prática de campo.
AP 120/2010 – Estrutura Tarifária para o Serviço de Distribuição de Energia Elétrica
15
Superintendência de Regulação
Contribuição AP 120/2010
IV NT 363/2010 - SINAL ECONÔMICO DA TARIFA DE ENERGIA
IV.1 Sinal Econômico Sazonal
Com relação ao sinal sazonal da Tarifa de Energia, a Aneel propõe extinguir a relação
sazonal fixa de 12% entre as tarifas do período seco e úmido, substituindo-a por uma
sinalização variável mês a mês, de forma a tornar o consumidor sensível à variação mensal
dos custos de produção de energia. Esta nova sinalização mensal seria baseada na soma
do preço de curto prazo da energia (PLD, em R$/MWh), que seria um proxy do custo de
acionamento das térmicas contratadas por disponibilidade, e do ESS unitário (R$/MWh),
associado aos custos de acionamento de térmicas para segurança do sistema (ESSSS).
Operacionalmente, o esquema funcionaria da seguinte maneira: a cada mês, no dia em que
ocorrer a reunião do Programa Mensal de Operação (PMO), o ONS informaria a Bandeira
Tarifária a ser acionada no mês subsequente em cada submercado. A Bandeira Tarifária
seria definida com base nos valores esperados para o próximo mês do ESSSS e dos Custos
Marginais de Operação (CMO), podendo assumir uma das seguintes categorias:
Dependendo do valor da soma do PLD com o ESSSS a cada mês, o consumidor receberia a
informação sobre a Bandeira Tarifária a vigorar no mês seguinte (verde, amarela e
vermelha) e sua próxima conta de luz poderia ser incrementada de um sinal econômico, em
R$/MWh.
A Light considera que a proposta de aplicação de Bandeiras Tarifárias pode ser benéfica
para a redução dos custos de energia e o aumento da segurança de suprimento. Entretanto,
a Light entende que sua aplicação deve ocorrer com a necessária cautela, de forma a
AP 120/2010 – Estrutura Tarifária para o Serviço de Distribuição de Energia Elétrica
16
Superintendência de Regulação
Contribuição AP 120/2010
viabilizar uma análise pela ANEEL dos efetivos impactos da proposta, tanto em termos dos
benefícios supracitados, quanto com relação aos riscos adicionais impostos aos
consumidores cativos e às distribuidoras de energia elétrica.
Neste contexto, a Light sugere que a ANEEL adote os seguintes procedimentos para a
implementação das Bandeiras Tarifárias:
•
Num primeiro momento, implementar as Bandeiras Tarifárias apenas para o
Grupo A, cujo faturamento é realizado através de tarifas binômias, isso porque a
remuneração do fio (de distribuição e transmissão) se dá através de contratos firmes
de demanda. Desse modo, nesta fase, eliminam-se as preocupações relativas à
redução de receita das empresas de distribuição e ao necessário repasse dos efeitos
econômicos dessa redução aos consumidores;
•
Para os consumidores do Grupo A pertencentes à modalidade Verde, em que a
remuneração do fio (de distribuição e transmissão) no horário de ponta se dá através
das tarifas de energia, introduzir a contratação firme da energia no horário de
ponta9;
•
Aplicar a bandeira tarifária para os consumidores do Grupo B após a
implementação de medição eletrônica para o segmento, praticando-se tarifação
binômia, de forma que a remuneração do fio (de distribuição e transmissão) possa
se dar através de contratos firmes de demanda. Neste caso, sugere-se à ANEEL a
cautela de se realizarem programas piloto antes da implementação ampla,
avaliando-se a reação dos consumidores diante das Bandeiras Tarifárias e das
tarifas binômias, bem como os benefícios do novo arranjo para o sistema. A
implementação da medição eletrônica naturalmente se dará inicialmente nos maiores
clientes, o que faz todo o sentido também sob o enfoque das Bandeiras Tarifárias,
pois os maiores consumidores terão maior capacidade de entendimento, análise e
reação;
9
Esta proposta garante o uso adequado das redes de distribuição, independente da aplicação da
Bandeira Tarifária, como expõe a ABRADEE em suas contribuições a esta Audiência Pública.
AP 120/2010 – Estrutura Tarifária para o Serviço de Distribuição de Energia Elétrica
17
Superintendência de Regulação
Contribuição AP 120/2010
•
Finalmente, flexibilizar o limite de 103% de sobrecontratação de energia para as
distribuidoras, de forma a contemplar os riscos decorrentes da aplicação das
Bandeiras Tarifárias.
AP 120/2010 – Estrutura Tarifária para o Serviço de Distribuição de Energia Elétrica
18
Superintendência de Regulação
Contribuição AP 120/2010
ANEXO I – TARIFAS PARA O SISTEMA SUBTERRÂNEO
Objetivo
Dentro do objetivo da AP 120, de melhoria da estrutura tarifária do setor elétrico, a Nota
Técnica 361/2010-SRE-SRD-ANEEL, no item 117, sugere que se inicie a mensuração do
custo marginal das redes subterrâneas, para que se tenha um real conhecimento a respeito
de seu custo.
Neste contexto, este documento destina-se a fornecer uma estimativa das tarifas da Baixa
Tensão segmentadas entre sistema subterrâneo (BS) e sistema aéreo (B), tomando como
base seus custos.10
O Sistema Elétrico e a Estrutura Tarifária Atual
O sistema elétrico da Light é formado por redes aéreas e subterrâneas, as quais suportam o
atendimento de clientes tanto de baixa tensão como de alta tensão.
O enfoque abordado neste documento considera somente a parcela de clientes atendidos
em tensão inferior a 2,3 kV, ou seja, aqueles relativos aos grupos tarifários AS e B, sendo
que, neste último grupo, encontram-se os clientes B1 (residenciais) e B3 (industriais e
comerciais). Finalmente, para o subgrupo B3, cerca de 95% do consumo é relativo à classe
comercial.
Passos do Processo de Cálculo das Novas Tarifas
Segregação dos mercados B1 e B3 em parcelas atendidas pelos sistemas aéreo e
subterrâneo
O objetivo foi obter uma primeira segregação das receitas para um posterior ajuste,
quando da atribuição das novas tarifas por tipo de rede. Para realizar a segregação,
foi considerado o resultado de uma pesquisa por bairros atendidos majoritariamente
10
Ressalta-se que os cálculos aqui apresentados já consideram que as tarifas AS são equalizadas às
tarifas de Baixa tensão, sendo, então, transformadas para tarifas BS.
AP 120/2010 – Estrutura Tarifária para o Serviço de Distribuição de Energia Elétrica
19
Superintendência de Regulação
Contribuição AP 120/2010
por rede subterrânea, que indicou as seguintes participações do mercado
subterrâneo no mercado total: B1: 14% e B3: 27%. Considerou-se ainda que o
subgrupo B3 é formado somente de clientes comerciais.
Assim, num primeiro momento, a estrutura atual foi desdobrada nos grupos B1 e B3
aéreo e B1 e B3 subterrâneo, atribuindo-se a estes as mesmas tarifas da estrutura
original.
Ajuste das tarifas dos subgrupos B1 e B3 subterrâneo para refletirem o custo deste tipo de
sistema
Neste caso, foi aplicado um fator multiplicativo de 1,8 às componentes tarifárias de
Distribuição, RGR, P&D-TUSD e TFSEE-TUSD, obtido a partir do cálculo dos custos
dos clientes levantados em 2008 quando da Revisão Tarifária da Light.
Cálculo e ajuste das receitas.
As intervenções explicitadas acima geraram alterações nas receitas originais, sob
forma de fatores multiplicativos. Estes fatores foram utilizados para corrigir a
estrutura de modo a transferir os recursos gerados para todos os clientes da cadeia
tarifária.
Variações nas tarifas originais
Abaixo as variações produzidas pela simulação apresentada.
Grupo
Impacto Tarifas ANEXO II
A2
-3,6%
A3a
-2,6%
A4
-3,3%
B
-3,9%
BS
24,4%
AP 120/2010 – Estrutura Tarifária para o Serviço de Distribuição de Energia Elétrica
20
Superintendência de Regulação
Contribuição AP 120/2010
ANEXO II – PROPOSTA ESTRUTURA TARIFÁRIA LIGHT 2009
AP 120/2010 – Estrutura Tarifária para o Serviço de Distribuição de Energia Elétrica
21
Diretoria de Desenvolvimento Sustentável de das Concessões
Superintendência de Regulação
PROPOSTA DE ADEQUAÇÃO DA
ESTRUTURA TARIFÁRIA
Agosto de 2009
Proposta de Adequação da Estrutura Tarifária
Diretoria de Desenvolvimento Sustentável de das Concessões
Superintendência de Regulação
INDICE
1- OBJETIVOS ..................................................................................................................................... 1
2- CARGA FIO – DEMANDAS MÁXIMAS ANUAIS ............................................................................ 2
3- TIPOLOGIAS DAS REDES – HORÁRIO DE VERÃO..................................................................... 3
4- TIPOLOGIAS DOS CLIENTES – HORÁRIO DE VERÃO ............................................................... 4
5- CUSTOS MARGINAIS DAS REDES DE DISTRIBUIÇÃO ............................................................ 10
6- CUSTOS MARGINAIS DOS CLIENTES – HORÁRIO DE VERÃO .............................................. 11
7- A NOVA PROPOSTA PARA A TUSD DA LIGHT – PREMISSAS ............................................... 12
8- A NOVA PROPOSTA PARA A TUSD DA LIGHT – ETAPAS DO CÁLCULO ............................. 13
9- A NOVA PROPOSTA PARA A TUSD DA LIGHT – TARIFAS FIO B .......................................... 16
10- A NOVA PROPOSTA PARA A TUSD DA LIGHT – TARIFAS FINAIS (ANEXO II) ..................... 17
11- A NOVA PROPOSTA PARA A TUSD DA LIGHT – CONSIDERAÇÕES ADICIONAIS .............. 18
12- CONCLUSÃO ................................................................................................................................. 20
Proposta de Adequação da Estrutura Tarifária
Diretoria de Desenvolvimento Sustentável de das Concessões
Superintendência de Regulação
1- OBJETIVOS
•
Entender o comportamento dos clientes e das redes da Light ao longo do ano e das horas do dia,
com base nos resultados da Campanha de Medidas.
•
Com base neste comportamento, calcular os custos associados ao sistema de distribuição da
Light, utilizando a metodologia e dados do Tardist.
•
Adequar a estrutura tarifária da Light, em função dos custos de sua rede de distribuição,
respeitando a regulamentação vigente (Res. 166/2005), conforme abaixo.
Resolução 166/2005, Art. 13, §1º:
A tarifa de uso dos sistemas de distribuição, no que se refere às componentes Fio B, Encargos do
Serviço de Distribuição e Perdas Técnicas, será determinada por faixa de tensão, com valores
aplicáveis às demandas máximas de potência ativa, para os postos tarifários ponta e fora da
ponta.
§ 1º O valor da tarifa aplicável às demandas máximas de potência ativa, associado a cada item
formador das componentes referidas no caput, será calculado, na revisão tarifária periódica, de
acordo com os seguintes procedimentos:
I– definição do custo padrão por faixa de tensão a partir do custo incremental médio de longo
prazo de cada concessionária;
II– 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
III– definição da tarifa para cada faixa de tensão, conforme a proporção observada no custo
marginal de capacidade por faixa de tensão e o mercado de referência de demanda.
Proposta de Adequação da Estrutura Tarifária
1
Diretoria de Desenvolvimento Sustentável de das Concessões
Superintendência de Regulação
2- CARGA FIO – DEMANDAS MÁXIMAS ANUAIS
Para atendimento dos objetivos explicitados, foram levantadas as demandas máximas da carga fio
para os anos de 2006, 2007 e 2008, conforme abaixo, visando verificar qual período do ano é mais
significativo no que tange a demanda máxima anual e, portanto, a utilização das tipologias
construídas durante a Campanha de Medidas.
Pela análise da tabela acima, verifica-se que a demanda máxima na carga fio da Light ocorre no
verão, devendo ser este o período utilizado para o cálculo dos custos, através das tipologias de redes
e consumidores.
A ocorrência da demanda máxima no verão se deve à forte influência da temperatura e da umidade
que promovem a utilização acentuada dos aparelhos de ar condicionado, especialmente pelas
classes residencial e comercial cujos consumos são predominantes na área de concessão da
empresa.
O detalhamento da tabela acima encontra-se no arquivo PROPOSTA TARIFÁRIA LIGHT.xls na
pasta CFIO.
Proposta de Adequação da Estrutura Tarifária
2
Diretoria de Desenvolvimento Sustentável de das Concessões
Superintendência de Regulação
3- TIPOLOGIAS DAS REDES – HORÁRIO DE VERÃO
Dado que a tipologia de verão é a que mais impacta a demanda total das redes da Light, resta
verificar em qual posto tarifário é mais relevante essa influência.
Assim sendo, são mostradas abaixo as probabilidades de demanda máxima por posto tarifário, para
as referidas redes (alfas médios).
Pela análise da tabela anterior, verifica-se que a demanda máxima da maioria absoluta das redes de
todos os níveis de tensão ocorre fora da ponta.
O detalhamento da tabela acima encontra-se no arquivo PROPOSTA TARIFÁRIA LIGHT.xls na
pasta TIPOLOGIA DAS REDES.
Proposta de Adequação da Estrutura Tarifária
3
Diretoria de Desenvolvimento Sustentável de das Concessões
Superintendência de Regulação
4- TIPOLOGIAS DOS CLIENTES – HORÁRIO DE VERÃO
A composição da tipologia das redes, mostrada no item anterior, teve como origem as tipologias dos
clientes conforme a seguir, as quais se encontram no arquivo PROPOSTA TARIFÁRIA LIGHT.xls
nas pastas A2, A3a, A4 e B1.
Clientes 138 kV
A2 Total - Tipo 1
1,0
0,9
0,9
0,8
0,8
0,7
0,7
0,6
0,6
PU
PU
A2 Total - Tipo 3
60,56%
1,0
0,5
0,4
0,3
0,3
0,2
0,2
0,1
0,1
0,0
1
2
3
4
5
6
7
8
1
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Ho ras
A 2 Tot a l - Tipo 6
3
4
5
6
7
8
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Ho ras
1,0
0,9
0 ,8
0,8
0 ,7
0,7
0 ,6
0,6
PU
0 ,9
0 ,5
2
A2 Total - Tipo 4
2 1 ,2 5 %
1 ,0
PU
0,5
0,4
0,0
8,00%
6,05%
0,5
0 ,4
0,4
0 ,3
0,3
0 ,2
0,2
0 ,1
0,1
0,0
0 ,0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
1 0 1 1 1 2 1 3 1 4 1 5 1 6 1 7 18 19 2 0 2 1 2 2 2 3 2 4
H or a s
A2 Total - Tipo 5
1,0
1
2
3
4
5
6
7
8
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Ho ras
3,19%
0,9
0,8
0,7
PU
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
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
A2 Total - Tipo 2
1,0
0,95%
0,9
0,8
0,7
PU
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
0,0
1
2
3
Proposta de Adequação da Estrutura Tarifária
4
5
6
7
8
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Horas
4
Diretoria de Desenvolvimento Sustentável de das Concessões
Superintendência de Regulação
Clientes 25 kV
A3a Total - Tipo 1
1,0
0,9
0,9
0,8
0,8
0,7
0,7
0,6
0,6
PU
PU
A3a Tot al - Tipo 6
31,23%
1,0
0,5
0,4
0,3
0,3
0,2
0,2
0,1
0,0
1
2
3
4
5
6
7
8
A3a Total - Tipo 5
1
3
4
5
6
7
8
9
1 0 1 1 1 2 1 3 1 4 1 5 1 6 1 7 1 8 1 9 2 0 2 1 22 23 24
H or a s
1 ,0
0 ,9
0,8
0 ,8
0,7
0 ,7
0,6
0 ,6
0,5
8 ,4 8 %
0 ,5
0,4
0 ,4
0,3
0 ,3
0,2
0 ,2
0,1
0 ,1
0,0
1
2
3
4
5
6
7
8
0 ,0
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Horas
A 3a Tot al - Tipo 7
1
2
3
4
5
6
7
8
9
1 0 1 1 1 2 1 3 1 4 1 5 1 6 1 7 1 8 1 9 2 0 21 22 23 24
H or a s
A3a Total - Tipo 4
6 ,5 1 %
1 ,0
1,0
0 ,9
3,63%
0,9
0 ,8
0,8
0 ,7
0,7
0 ,6
0,6
PU
PU
2
A3a Tot al - Tipo 8
21,29%
0,9
PU
PU
0,0
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Ho ras
1,0
0 ,5
0,5
0 ,4
0,4
0 ,3
0,3
0 ,2
0,2
0 ,1
0,1
0,0
0 ,0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
1
10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
H or a s
A 3a Tot al - Tipo 9
2
3
4
5
6
7
8
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Ho ras
A3a Tot al - Tipo 1 0
4 ,7 5 %
1 ,0
1 ,0
0 ,9
3 ,4 7 %
0 ,9
0 ,8
0 ,8
0 ,7
0 ,7
0 ,6
PU
0 ,6
PU
0,5
0,4
0,1
1 5 ,8 3 %
0 ,5
0 ,5
0 ,4
0 ,4
0 ,3
0 ,3
0 ,2
0 ,2
0 ,1
0 ,1
0 ,0
0 ,0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
1
1 0 1 1 12 13 14 15 1 6 1 7 1 8 1 9 2 0 2 1 2 2 2 3 2 4
H ora s
A3a Total - Tipo 3
1,0
2
3
4
5
6
7
8
9 1 0 11 12 13 1 4 1 5 16 17 18 1 9 2 0 21 22 23 2 4
Ho ra s
2,83%
0,9
0,8
0,7
PU
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
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
A3a Total - Tipo 2
1 ,0
1,98%
0 ,9
0 ,8
0 ,7
PU
0 ,6
0 ,5
0 ,4
0 ,3
0 ,2
0 ,1
0 ,0
1
Proposta de Adequação da Estrutura Tarifária
2
3
4
5
6
7
8
9
1 0 1 1 12 1 3 1 4 1 5 1 6 1 7 1 8 19 2 0 2 1 2 2 2 3 2 4
H ora s
5
Diretoria de Desenvolvimento Sustentável de das Concessões
Superintendência de Regulação
Clientes 13,8 kV
A4 Tot al - Tipo 6
A4 Total - Tipo 5
1 8 ,0 7 %
1,0
0,9
0,9
0,8
0,8
0,7
0,7
0,6
0,6
PU
PU
1,0
0,5
0,4
0,3
0,3
0,2
0,2
0,1
0,0
0,0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
A4 Total - Tipo 2
3
4
5
6
7
8
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Horas
1 ,0
0 ,9
0 ,8
0 ,8
0 ,7
0 ,7
0 ,6
0 ,6
0 ,5
2
A4 Tota l - Tipo 1 3
11,47%
0 ,9
PU
PU
1
1 0 1 1 1 2 1 3 1 4 1 5 1 6 1 7 1 8 1 9 2 0 2 1 22 2 3 24
H or a s
1 ,0
1 0 ,3 1 %
0 ,5
0 ,4
0 ,4
0 ,3
0 ,3
0 ,2
0 ,2
0 ,1
0 ,1
0 ,0
0 ,0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
1
1 0 1 1 12 1 3 1 4 1 5 1 6 1 7 1 8 19 2 0 2 1 2 2 2 3 2 4
H ora s
A4 Total - Tipo 3
1,0
3
4
5
6
7
8
9 10 11 1 2 1 3 14 15 16 1 7 18 19 20 2 1 2 2 23 24
H o ras
1 ,0
0 ,9
0,8
0 ,8
0,7
0 ,7
0,6
0 ,6
0,5
2
A4 Tota l - Tipo 1 5
7,30%
0,9
PU
PU
0,5
0,4
0,1
5 ,8 8 %
0 ,5
0,4
0 ,4
0,3
0 ,3
0,2
0 ,2
0 ,1
0,1
0 ,0
0,0
1
2
3
4
5
6
7
8
1
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Horas
A4 Tot al - Tipo 8
1 ,0
2
3
4
5
6
7
8
9 10 11 1 2 1 3 14 15 16 1 7 18 19 20 2 1 2 2 23 24
H o ras
A4 Tot a l - Tip o 9
6 ,1 1 %
1 ,0
5 ,6 2 %
0 ,9
0 ,9
0 ,8
0 ,8
0 ,7
0 ,7
0 ,6
0 ,6
PU
PU
10,66%
0 ,5
0 ,5
0 ,4
0 ,4
0 ,3
0 ,3
0 ,2
0 ,2
0 ,1
0 ,1
0 ,0
0 ,0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
1 0 1 1 1 2 1 3 1 4 1 5 1 6 1 7 1 8 19 20 21 22 23 24
H or a s
Proposta de Adequação da Estrutura Tarifária
1
2
3
4
5
6
7
8
9
1 0 1 1 12 13 1 4 1 5 1 6 1 7 1 8 1 9 2 0 2 1 2 2 2 3 2 4
H ora s
6
Diretoria de Desenvolvimento Sustentável de das Concessões
Superintendência de Regulação
A4 Tot a l - Tip o 1 2
A4 Total - Tipo 1
5 ,3 7 %
1,0
0,9
0,9
0,8
0,8
0,7
0,7
0,6
0,6
PU
PU
1,0
0,5
0,4
0,3
0,3
0,2
0,2
0,1
0,0
0,0
1
2
3
4
5
6
7
8
9 1 0 11 12 13 1 4 1 5 16 17 18 1 9 2 0 21 22 23 2 4
Ho ra s
A 4 To ta l - T ip o 1 1
1
3
4
5
6
7
8
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Ho ras
1 ,0
0 ,9
0 ,9
0 ,8
0 ,8
0 ,7
0 ,7
0 ,6
0 ,6
0 ,5
2
A4 Tot a l - Tip o 1 0
4 ,5 1 %
PU
PU
1 ,0
3 ,7 0 %
0 ,5
0 ,4
0 ,4
0 ,3
0 ,3
0 ,2
0 ,2
0 ,1
0 ,1
0 ,0
0 ,0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
1
10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
H or as
A 4 Tot a l - Tip o 7
1 ,0
2
3
4
5
6
7
8
1,0
0,9
0 ,8
0,8
0 ,7
0,7
0 ,6
0,6
0 ,5
9 1 0 11 12 13 1 4 1 5 16 17 18 1 9 2 0 21 22 23 2 4
Ho ra s
A4 Total - Tipo 4
3 ,5 0 %
0 ,9
PU
PU
0,5
0,4
0,1
3,91%
1,23%
0,5
0 ,4
0,4
0 ,3
0,3
0 ,2
0,2
0 ,1
0,1
0,0
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
H or a s
A4 Tot a l - Tip o 1 4
1,0
1
2
3
4
5
6
7
8
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Ho ras
2 ,3 5 %
0,9
0,8
0,7
PU
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
0,0
1
2
3
4
5
6
7
8
9 1 0 11 12 13 1 4 1 5 16 17 18 1 9 2 0 21 22 23 2 4
Ho ra s
Proposta de Adequação da Estrutura Tarifária
7
Diretoria de Desenvolvimento Sustentável de das Concessões
Superintendência de Regulação
Clientes B1
Residencial Total - Tipo 3
Residencial Total - Tipo 4
16,00%
1,0
0,9
0,9
0,8
0,8
0,7
0,7
0,6
0,6
PU
PU
1,0
0,5
0,4
0,3
0,3
0,2
0,2
0,1
0,0
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
Re s id en cia l T ota l - Tipo 6
1
3
4
5
6
7
8
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Horas
Residencial Total - Tipo 5
1,0
0,9
0 ,8
0,8
0 ,7
0,7
0 ,6
0,6
0 ,5
10,27%
0,5
0 ,4
0,4
0 ,3
0,3
0 ,2
0,2
0 ,1
0,1
0,0
0 ,0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
1
1 0 1 1 1 2 1 3 14 1 5 16 17 18 19 20 2 1 2 2 2 3 2 4
H or as
Re s id en cia l Tota l - Tipo 1 4
1 ,0
2
3
4
5
6
7
8
9
10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Horas
Residencial Total - Tipo 1
7 ,2 8 %
1,0
0 ,9
0,9
0 ,8
0,8
0 ,7
0,7
0 ,6
0,6
PU
PU
2
1 3 ,5 1 %
0 ,9
PU
PU
1 ,0
0 ,5
5,99%
0,5
0 ,4
0,4
0 ,3
0,3
0 ,2
0,2
0 ,1
0,1
0 ,0
0,0
1
2
3
4
5
6
7
8
1
9 10 11 12 1 3 1 4 15 16 17 1 8 1 9 20 21 22 2 3 24
H o ras
Re s ide ncia l Tota l - Tipo 7
1,0
3
4
5
6
7
8
1 ,0
0,9
0 ,9
0,8
0 ,8
0,7
0 ,7
0,6
0 ,6
0,5
2
9 10 1 1 1 2 1 3 1 4 1 5 1 6 1 7 1 8 1 9 2 0 2 1 2 2 2 3 24
H oras
Re s id en cia l T ota l - Tipo 1 2
6 ,4 3 %
PU
PU
0,5
0,4
0,1
11,46%
5 ,3 8 %
0 ,5
0,4
0 ,4
0,3
0 ,3
0,2
0 ,2
0,1
0 ,1
0 ,0
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
H or as
Proposta de Adequação da Estrutura Tarifária
1
2
3
4
5
6
7
8
9 10 11 12 1 3 14 15 16 1 7 1 8 1 9 20 21 2 2 2 3 24
H o ras
8
Diretoria de Desenvolvimento Sustentável de das Concessões
Superintendência de Regulação
Re s ide ncia l Tota l - Tipo 9
Re s id en cia l T ota l - Tipo 1 0
4 ,8 1 %
1 ,0
0 ,9
0 ,9
0 ,8
0 ,8
0 ,7
0 ,7
0 ,6
0 ,6
PU
PU
1 ,0
0 ,5
0 ,4
0 ,3
0 ,3
0 ,2
0 ,2
0 ,1
0 ,0
0 ,0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
1
1 0 1 1 1 2 1 3 1 4 1 5 1 6 1 7 1 8 1 9 2 0 2 1 2 2 2 3 24
H or a s
Residencial Total - Tipo 2
1 ,0
3
4
5
6
7
8
9 10 11 12 1 3 14 15 16 1 7 1 8 1 9 20 21 2 2 2 3 24
H o ras
1, 0
0 ,9
0, 9
0 ,8
0, 8
0 ,7
0, 7
0 ,6
0, 6
0 ,5
2
R e side nc ial To ta l - T ip o 1 3
4,55%
PU
PU
0 ,5
0 ,4
0 ,1
3 ,3 8 %
0, 5
0 ,4
0, 4
0 ,3
0, 3
0 ,2
0, 2
0 ,1
0, 1
0, 0
0 ,0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
1
1 0 1 1 1 2 1 3 14 1 5 1 6 1 7 1 8 1 9 2 0 21 2 2 2 3 2 4
H or a s
R e side nc ial To ta l - T ip o 1 5
1 ,0
2
3
4
5
6
7
8
9 10 1 1 1 2 13 14 1 5 1 6 17 18 19 2 0 21 22 23 2 4
H o ras
Re s id en cia l T ota l - Tipo 8
2 ,9 3 %
1 ,0
0 ,9
2 ,1 6 %
0 ,9
0 ,8
0 ,8
0 ,7
0 ,7
0 ,6
0 ,6
0 ,5
PU
PU
3 ,5 6 %
0 ,5
0 ,4
0 ,4
0 ,3
0 ,3
0 ,2
0 ,2
0 ,1
0 ,1
0 ,0
1
2
3
4
5
6
7
8
9 10 1 1 1 2 13 14 1 5 1 6 17 18 19 2 0 21 22 23 2 4
H o ras
Re s ide ncia l Tota l - Tipo 1 1
1,0
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
H or a s
2 ,2 8 %
0,9
0,8
0,7
PU
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
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
Ho ra s
Proposta de Adequação da Estrutura Tarifária
9
Diretoria de Desenvolvimento Sustentável de das Concessões
Superintendência de Regulação
5- CUSTOS MARGINAIS DAS REDES DE DISTRIBUIÇÃO
Para o cálculo dos custos dos clientes, é necessário também calcular os custos marginais das redes
de distribuição. Para tal, foram utilizados os custos da ANEEL, oriundos do Tardist , conforme tabela
abaixo constante do arquivo PROPOSTA TARIFÁRIA LIGHT.xls na pasta Tardist – Relatorio III.
Proposta de Adequação da Estrutura Tarifária
10
Diretoria de Desenvolvimento Sustentável de das Concessões
Superintendência de Regulação
6- CUSTOS MARGINAIS DOS CLIENTES – HORÁRIO DE VERÃO
Dadas as tipologias apresentadas na seção 4 e os custos marginais do sistema de distribuição
apresentados na seção 5, foram gerados, através do software Sistac, os custos dos clientes,
conforme tabela abaixo.
O cálculo dos custos dos clientes sem modulação foi realizado para testar a hipótese de alteração do
posto de maior custo, caso os clientes desmodulassem. Entretanto, mesmo nessa condição, os
maiores custos se mantiveram fora de ponta, para todos os grupos tarifários.
Um maior detalhamento das informações necessárias para o cálculo dos valores acima encontra-se
nos relatórios anexos intitulados Relatório CUSD HV.doc e Relatório CUSD HV Desmodulado.doc.
Proposta de Adequação da Estrutura Tarifária
11
Diretoria de Desenvolvimento Sustentável de das Concessões
Superintendência de Regulação
7- A NOVA PROPOSTA PARA A TUSD DA LIGHT – PREMISSAS
Dadas as comprovações explicitadas anteriormente, de que para todos os grupos tarifários os custos
de fora de ponta ficaram maiores que os custos de ponta, passamos a demonstrar a simulação do
cálculo das tarifas considerando a equalização do sinal P/FP da parcela da distribuição, enfatizando
os seguintes pontos:
•
Respeito à Resolução 166/2005, conforme mencionado no item 1.
•
Eliminação do sinal P/FP no cálculo da TUSD somente para a parcela da distribuição.
Nesse sentido, dado que os custos dos clientes são maiores fora da ponta, inicialmente,
poderíamos propor um sinal maior neste horário. Entretanto, como o horário fora da ponta é muito
amplo, 91% do tempo, entendemos ser mais adequado neste momento manter a relação 1x1.
•
Manutenção da sinalização dos custos da Rede Básica e Energia, fazendo com que as tarifas
finais continuem apresentando sinalização de ponta.
•
Utilização da planilha de Abertura Tarifária da ANEEL, mantendo a estrutura vertical (receita de
cada subgrupo).
Proposta de Adequação da Estrutura Tarifária
12
Diretoria de Desenvolvimento Sustentável de das Concessões
Superintendência de Regulação
8- A NOVA PROPOSTA PARA A TUSD DA LIGHT – ETAPAS DO CÁLCULO
a) Cálculo Original Feito Pelo Tardist
Conforme mostrado na tabela abaixo, os custos finais dos clientes são dados a partir dos custos
marginais dos clientes, explicitados em CMgUSD, os sinais P/FP, explicitados na coluna “sinal” e as
receitas requeridas de cada nível.
O detalhamento da tabela acima encontra-se no arquivo PROPOSTA TARIFÁRIA LIGHT.xls na
pasta TARDIST com sinal.
Proposta de Adequação da Estrutura Tarifária
13
Diretoria de Desenvolvimento Sustentável de das Concessões
Superintendência de Regulação
b) Equalização do Sinal P/FP – Etapa 1
Nessa etapa, utilizamos a mesma tabela do cálculo original, somente alterando a sinalização P/FP
para 1 (um). Entretanto, essa intervenção altera a composição de receitas da estrutura vertical,
conforme mostrado abaixo.
(*) Aplicação direta do Tardist sem sinalização de ponta para a parcela da distribuição.
O detalhamento das 2 tabelas acima e da próxima tabela encontra-se no arquivo PROPOSTA
TARIFÁRIA LIGHT.xls na pastas TARDIST sem sinal e EFEITO CONSUMIDOR.
Proposta de Adequação da Estrutura Tarifária
14
Diretoria de Desenvolvimento Sustentável de das Concessões
Superintendência de Regulação
c) Equalização do Sinal P/FP – Etapa 2
Nessa etapa, é feito um ajuste nos custos do fio de modo a preservar a equalização do sinal e
também a estrutura vertical das receitas, conforme obtido no cálculo original.
(*) Aplicação do Tardist sem sinalização de ponta para a parcela da distribuição, com manutenção da estrutura vertical.
Proposta de Adequação da Estrutura Tarifária
15
Diretoria de Desenvolvimento Sustentável de das Concessões
Superintendência de Regulação
9- A NOVA PROPOSTA PARA A TUSD DA LIGHT – TARIFAS FIO B
Dadas as etapas anteriores, as componentes de fio B das tarifas passariam a ter os seguintes
valores, os quais encontram-se detalhados no arquivo PROPOSTA TARIFÁRIA LIGHT.xls na pasta
TARIFAS FINAIS.
A coluna FIO B ATUAL mostra os valores vigentes, a coluna FIO B Sem Sinal 1 mostra os valores
associado à etapa 1 do cálculo e a coluna Diferença 1 mostra as variações percentuais entre as duas
primeiras. Analogamente, as colunas FIO B Sem Sinal 2 e Diferença 2 dizem respeito à etapa 2 do
cálculo.
Proposta de Adequação da Estrutura Tarifária
16
Diretoria de Desenvolvimento Sustentável de das Concessões
Superintendência de Regulação
10- A NOVA PROPOSTA PARA A TUSD DA LIGHT – TARIFAS FINAIS (ANEXO II)
Finalmente, as etapas descritas anteriormente, remetem às tarifas de ANEXO II mostradas abaixo, as
quais se encontram detalhadas no arquivo PROPOSTA TARIFÁRIA LIGHT.xls na pasta TARIFAS
FINAIS.
Na coluna 2008 são explicitadas as tarifas vigentes, na coluna 2008 Sem Sinal são mostradas as
novas tarifas propostas e na última coluna constam as variações entre as anteriores.
Proposta de Adequação da Estrutura Tarifária
17
Diretoria de Desenvolvimento Sustentável de das Concessões
Superintendência de Regulação
11- A NOVA PROPOSTA PARA A TUSD DA LIGHT – CONSIDERAÇÕES ADICIONAIS
Os custos das redes estão vinculados à sua demanda máxima, sendo esta a variável determinante
para o dimensionamento dos investimentos necessários à sua expansão (longo prazo). Assim, para
definir os Postos Tarifários é necessário conhecer bem os horários de maior ocorrência da demanda
máxima de todo sistema elétrico (local e interligado).
Os diferentes tipos de redes apresentam demanda máxima em diferentes horários, Por exemplo, em
regiões mais quentes, em que o uso de ar condicionado no verão é bastante intenso, as redes que
atendem primordialmente consumidores comerciais tenderão a apresentar demanda máxima na parte
da tarde, por volta de 14:00, período com maior incidência de altas temperaturas dentro do horário
comercial. Em contrapartida, redes localizadas em regiões menos quentes com grande participação
de consumidores residenciais, tenderão a apresentar demanda máxima no final do dia, por volta de
19:00, período em que as luzes das residências serão acesas, seus chuveiros elétricos ligados, etc.
Essa questão deve ser levada em consideração no cálculo dos custos das redes como um todo,
conforme demonstra-se a seguir.
O cálculo dos Custos de Uso do Sistema de Distribuição ou Custo do Cliente consiste em determinar
quais os acréscimos de fluxo impostos em todas as redes (desde seu ponto de conexão até o 138 kV)
por um determinado tipo de cliente ao se conectar ou aumentar sua carga em um determinado nível
de tensão em Ponta e Fora de Ponta. O somatório do produto desses acréscimos de fluxo em cada
nível de tensão pelo custo de expansão do nível será o custo imposto por este cliente tipo nas redes
com demanda máxima na Ponta e nas redes com demanda máxima Fora da Ponta.
Como a demanda faturada do cliente é a máxima mensal registrada (ou contratada) no posto tarifário,
sendo essa demanda diferente do fluxo que transita nas redes, é preciso fazer ajustes para o cálculo
do custo. Este ajuste considera parâmetros que relacionam a demanda faturada em cada Posto
Tarifário e o acréscimo de fluxo nas redes com demanda máxima, conforme descrição a seguir:
1. Fator de Coincidência
Leva-se em consideração que a demanda faturada do cliente não ocorre, necessariamente, no
mesmo horário da demanda máxima das redes (responsável pelo acréscimo de custo). Ou seja, ao
faturar 1 kW de demanda pode-se não estar incorrendo em um acréscimo de 1 kW nas redes. Devese então considerar o Fator de Coincidência, o que requer o conhecimento da forma das curvas de
carga e das horas de carregamento das redes. A demanda do cliente na hora de carregamento da
rede dividida pela sua demanda máxima denomina-se Fator de Coincidência.
2. Probabilidade de Associação
Existem várias formas de curvas de carga de redes, cada uma delas com um horário de
carregamento. Um cliente (conforme sua curva de carga) impõe diferentes custos a cada uma delas.
Assim, é necessário considerar a probabilidade de cada cliente estar associado a cada tipo de rede
(aquelas com demanda máxima na Ponta e aquelas com demanda máxima Fora da Ponta). Com
estas probabilidades pode-se calcular um fator de coincidência médio do cliente em cada Posto
Tarifário.
3. Perdas Acumuladas de Potência
Deve-se também levar em consideração as perdas acumuladas de potência no sistema de
distribuição, pois existe uma diferença entre a demanda máxima medida (e faturada) do cliente e a
potência que está transitando nas redes a montante de seu ponto de conexão (maior).
Proposta de Adequação da Estrutura Tarifária
18
Diretoria de Desenvolvimento Sustentável de das Concessões
Superintendência de Regulação
4. Proporção de Fluxo
Outra consideração importante é a topologia da rede: quando 1 kW é solicitado ou injetado em um
determinado nível de tensão, não necessariamente transitará 1 kW em todos os níveis de tensão a
montante, pois o sistema não é totalmente radial. Nesse caso, deve-se agregar os custos desde o
138 kV até cada nível de atendimento levando-se em consideração a distribuição de fluxo no sistema
quando se solicita uma carga em um determinado nível. Assim, deve-se considerar uma proporção de
fluxo para ajustar os custos de cada rede, calculada com base no diagrama unifilar simplificado da
empresa.
Dessa forma, os custos podem ser calculados para cada hora e representam o custo do acréscimo de
fluxo nas redes com demanda máxima na hora h, quando o cliente solicitasse (e pagasse) 1 kW
nessa hora. Em um segundo momento, os custos são agregados para cada Posto Tarifário e
representam o custo do acréscimo de fluxo em todas as redes com demanda máxima em cada uma
das horas do Posto Tarifário, quando o cliente solicitasse 1 kW nesse posto (lembrando que o cliente
pagaria pela máxima demanda do posto).
Ou seja, os custos, são calculados para cada período horário (independente da denominação que
seja dada ao posto) e são cobrados sobre a demanda máxima de cada período horário. Não seria
adequado, por exemplo, calcular o custo para o período das 18:00 às 21:00 e faturar com a demanda
máxima do período das 14:00 às 17:00.
Adicionalmente, quando se define um Posto tarifário, ele tem de valer para todos os níveis de tensão
desde o 138 kV até a BT e inclusive para a Rede Básica e Geração, pois a demanda faturada do
cliente é uma só em cada posto.
Nesse sentido, é interessante imaginarmos uma situação hipotética em que os custos das redes da
Light apresentassem valores máximos entre 14:00 e 17:00 e fossem calculados para este período,
sendo o mesmo estabelecido como o novo horário de ponta para os usuários das redes da Light
(Ponta Light). Considerando que atualmente o período de Ponta definido para a Transmissão e a
Geração está compreendido entre 17:00 e 22:00 (Ponta Nacional), tal situação tornaria os
consumidores da Light sujeitos a tarifas que representariam os custos das redes da Light entre 14:00
e 17:00 somados aos custos da Rede Básica e Geração, entre 17:00 e 22:00, o que distorceria o
sinal tarifário.
Para corrigir tal distorção, seria necessário estabelecer três postos tarifários para usuários das redes
da Light: Ponta Light, Ponta Nacional e o Fora Ponta, o que demandaria a necessidade de se estudar
o comportamento dos custos da Rede Básica e da Geração, tarefa essa bastante complexa
envolvendo não só a Light, como também outros agentes do Setor.
Proposta de Adequação da Estrutura Tarifária
19
Diretoria de Desenvolvimento Sustentável de das Concessões
Superintendência de Regulação
12- CONCLUSÃO
Assim sendo, considerando:
•
A regulamentação vigente sobre o tema, disposta na Resolução 166/2005;
•
A impossibilidade de se estabelecer mais de um horário de ponta ao longo do dia;
•
O fato de que a maioria absoluta das redes de distribuição da Light possui demanda máxima no
verão e no período fora da ponta e que, portanto, os custos do sistema elétrico são maiores
nesse período;
•
Que a sinalização atualmente vigente vem propiciando a proliferação da utilização de geradores a
diesel na hora da ponta, trazendo poluição e ineficiência à matriz energética brasileira, o que vai
de encontro a um de nossos maiores compromissos: a sustentabilidade;
•
Que a determinação das tarifas de uso do sistema de distribuição se pautou na utilização de
instrumentos e dados perfeitamente conhecidos e homologados pela ANEEL (custos marginais
das redes e o software Tardist);
•
Que a equalização da sinalização P/FP somente da parcela da distribuição é de fácil realização e
de fácil acompanhamento posterior;
Propomos, neste momento, somente a eliminação o sinal horário da TUSD Fio B.
Posteriormente, provavelmente a partir do 3º Ciclo Tarifário, quando as discussões entre os Agentes
e o Regulador sobre este tema estiverem bastante aprofundadas, a Light poderá recalcular os custos
de suas redes, incluindo o resultado do efeito da eliminação do sinal horário, propondo, se for o caso,
postos tarifários diferenciados.
Proposta de Adequação da Estrutura Tarifária
20