View
218
Download
0
Category
Preview:
Citation preview
Custo de Uso
Tarifas Fio B
Paulo Steele paulo.steele@trsolucoes.com
Agenda • Abordagem conceitual sobre Tarifas
• Metodologia de cálculo das Tarifas Fio B
• Exemplificar com um caso Didático
2
Abordagem Conceitual
É a forma como a receita regulatória
estabelecida nos procedimentos de revisão
tarifária é alocada entre os níveis de tensão e
os postos tarifários.
Estrutura Tarifária
É um algoritmo para determinação de faturas
dos consumidores em função do consumo de
produtos ou serviços.
Tarifa
Atividade de Distribuição de Energia Elétrica :
Prestação de Serviço:
• disponibilizar o acesso a rede;
Repasse de um Produto:
• energia elétrica;
Estrutura Tarifária
Como foi estabelecida (calculada) ?
Por que está no formato atual ?
Qual formato pode ser ideal ?
Como poderá ser estabelecida (calculada) ?
Como foi estabelecida (calculada) ?
Refazer o caminho percorrido na França e no
Brasil para o cálculo da estrutura tarifária
Por que na França ?
Modelo Frances
Em 1950 havia na França um problema de
restrição de capacidade de geração:
“Implantar uma estrutura
tarifária que sinalizasse ao
consumidor os custos
marginais de fornecimento”
“Grenn Tariff (1958)”
Modelo Frances - Grenn Tariff
No início foi opcional para as cargas em AT;
Depois obrigatório (1968) para cargas em AT;
Em 1972 se estendeu também para os demais,
inclusive residenciais (BT).
Grenn Tariff - Formato
• Horárias: 1 a 3
postos tarifários
(Peak;Shoulder;Off-Peak)
• Diárias:
Dias úteis ou não
• Sazonais:
Inverno, Primavera,
Outono e Verão
• $ /quilowatt-hora;
• Regionais
Grenn Tariff – Formato
Tarifas definidas por Nível de Tensão e classe de
consumo, considerando também o fator de carga
(fc) do usuário;
FaF
fc alto
fc baixo
Custo Fixo.
Custo Oper.
Custo Oper.
Custo Fixo.
Grenn Tariff - Formato
Tarifas Two-Parte : Usage/ Access
o Componente Usage – parte dos custos fixos e
todos os custos variáveis;
o Componente Access – recuperava a maior
parte dos custos fixos (Potência contratada
por 5 anos);
Grenn Tariff – Formato
AT e MT - Usage/ Access :
Grenn Tariff – Formato
BT – Block Rates:
p/pagar Medidores
Blocos
Decrescentes
Grenn Tariff – Reconciliação
de Receita
1958 : ajuste uniforme em todas as tarifas de
referência;
A partir de 1968 : critério não uniforme, o método
adotado se aproximava do “second best” indicado
pelos preços de Ramsey.
Modelo Frances
Perfil de Carga do Sistema em: 52; 57; 65 e 75
International comparisons of electricity regulation
Por Richard J. Gilbert, Edward Paul Kahn
Elementos no Cálculo de Tarifas:
Pelo menos 4 elementos devem ser considerados
no processo de cálculo das tarifas de energia
elétrica :
i. A otimização do carregamento dos sistemas;
ii. A maximização do excedente do consumidor;
iii. O contexto tarifário atual;
iv. A experiência internacional.
Existem muitos sistemas de preços que podem otimizar a capacidade dos sistemas de distribuição, internacionalmente os mais populares são:
RTP – Real Time Pricing;
CPP – Critical Peak Pricing;
TOU – Time of Use;
Os sistemas de preços tentam distribuir a carga de ponta e preencher os vales de carga:
0,00
0,10
0,20
0,30
0,40
0,50
0,60
0,70
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Dem
an
da [
kW
]
Tempo [horas]
Curva Média ( n ) kW
Curva ( n )
Limite superior
Curva Média ( n ) kW
Limite Inferior
Conceito
q
$
q
$
q1 q2
q1
q2
λ1(q1)
λ2(q2)
Tarifa sem
Sinal
Dp1
Tarifa sem
Sinalπ
Dp2
Dp1
Dp2
Posto
Tarifário 2
Posto
Tarifário 1
A resposta da carga frente a tarifas TOU depende:
das dificuldades de reorganizar as atividades
produtivas;
dos custos de capital;
a taxa de crescimento dos plantas;
e da natureza da demanda do produto final das
cargas.
A resposta das cargas industriais na California se deu em apenas 1 ano (dados medidos em 1976 e 77)
Planta de Produção de Cimento:
Fonte : Livro Peak-Load Princing European Lessons for U.S. Energy Policy
Shoppings e Escritórios:
Fonte : Livro Peak-Load Princing European Lessons for U.S. Energy Policy
Planta de Produção de Produtos
Químicos:
Fonte : Livro Peak-Load Princing European Lessons for U.S. Energy Policy
Fonte: ACEEE
Fonte: LACTEC
Fonte:
ACEEE
Ações possíveis de DSM
Elétrica Energética
kWh80
3
1
4
220
$/kWh
30 10
0 22
0
>2
00
0
200
400
600
800
1 2 3 4 5 6 7 8 9 1011121314 15 16 17 18 19 20 2122
2324
Tari
fas
HorasConsumo
Ações possíveis de DSM
*Considerado apenas os Encargos na Distribuição
Composição da Tarifa Constituição da Conta do Consumidor*
Abordagem Conceitual
Brasil – AP120
Fonte: ANEEL
Rateios e Sinais Tarifários
•TUSD – Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição; e •TE – Tarifa de Energia.
Foco desta apresentação FIO B
Os demais elementos de custo
serão abordados na aula da IARA
Fonte: ANEEL
No item 3.6, parágrafo 31, do
Submódulo 7.1 a ANEEL
estabelece que a relação
ponta/fora ponta da Tarifa de
Referência TUSD FIO B de
cada agrupamento é
determinada de forma que
seja alcançada para a Tarifa
de Referência TUSD
TRANSPORTE a meta de
relação ponta/fora ponta
apresentada.
Rateios e Sinais Tarifários
Fonte: ANEEL
As Tarifas de Referência para as perdas técnicas e não
técnicas são calculadas em R$/MWh.
Tarifas de Referência da TUSD
ENCARGOS possuem valor unitário, em
R$/MWh, em qualquer subgrupo e posto
tarifário
Rateios e Sinais Tarifários
AP 45/2012 – Altera o
Critério de rateio dos
Encargos: RGR;TFSEE e
PED
Fonte: ANEEL
Tarifas de Referência para a TE
TRANSPORTE, TE PERDAS E TE
ENCARGOS possuem valor unitário, em
R$/MWh, em qualquer subgrupo e posto
tarifário
•Para o posto fora ponta o valor é igual a unidade;
•Para o posto de ponta o valor é 1,72;
Rateios e Sinais Tarifários
Rateios – Estrutura Tradicional
NOVA Perdas Encargos Energia Transporte Perdas Encargos
Elemento de Custo R$ FIO A FIO B
1 - TUST RB 89.939.313,00R$ KW
2 - TUST FR 19.317.190,00R$ KW
3 - CONEXÃO 6.998.736,00R$ KW
4 - CUSD KW
5 - Perdas RB/ Perdas na D 3.256.579,00R$ Perdas T
6 - Distribuição 976.063.067,17R$ CMC
7 - RGR 26.657.828,00R$ selo MWh
8 - P&D 16.377.111,00R$ selo MWh
9 - TFSEE 4.405.242,00R$ selo MWh
10 - ONS 88.288,00R$ selo MWh
11 - P. Técnicas 84.187.840,00R$ Perdas T
16 - P. Não Técnicas 41.729.724,00R$ % TUSD
12 - CCC ISOL. 97.432.703,00R$ selo MWh
13 - CDE 17.098.289,00R$ selo MWh
14 - PROINFA 34.142.472,00R$ selo MWh
15 - ENERGIA 883.085.354,00R$ selo MWh
16 - GP selo MWh
17 - ITAIPU selo MWh
18 - TR. ITAIPU selo MWh
19 - RB (CI) 22.839.053,00R$ selo MWh
20 - ESS 18.589.351,00R$ selo MWh
21 - Perdas RB selo MWh
22 - P&D 12.015.334,00R$ selo MWh
23 - CFURH selo MWh
2.354.223.474,17R$
Transporte
TUSD TE
Rateios – Estrutura AP120
Sinal vertical:
Diferenciação por nível de tensão (CMC)
Sinal horizontal (grupo A):
Sazonal
• Período seco: maio a novembro (7 meses)
• Período úmido: dezembro a abril (5 meses)
Horário (postos tarifários)
• ponta: 3 horas, exceção feriado, sábado e domingo
• fora ponta: demais horas
Sinais Econômicos nas Tarifárias
A composição da tarifa de fornecimento varia conforme o nível de tensão
Existem 4 (quatro) modalidades tarifárias para
os cativos;
Tarifa Azul;
Tarifa Verde;
Tarifa Convencional; e
Tarifa de Baixa Tensão.
GRUPO A
GRUPO B
Modalidades Tarifárias:
Tarifa Azul
É uma modalidade tarifária estruturada, para
aplicação de preços diferenciados de demanda
de potência e consumo de energia elétrica, de
acordo com as horas de utilização do sistema
durante o dia e os períodos do ano :
Tp
Tfp R$/kW
Eps
Epu R$/MWh
Efps
Efpu R$/MWh
Tarifa Verde
É estruturada, para aplicação de um preço
único de demanda de potência e preços
para o consumo de energia elétrica, de
acordo com os períodos do ano :
T
R$/kW
Eps
Epu R$/MWh
Efps
Efpu R$/MWh
Seco 7 meses – Abril até Outubro
Tarifa Convencional
É estruturada, para aplicação de um preço
único de demanda de potência e um preço
único para o consumo de energia elétrica :
T
R$/kW
E
R$/MWh
Baixa Tensão Convencional
É estruturada para aplicação de um único
preço de energia elétrica sendo que a
parcela de demanda de potência é
cobrada juntamente com a parcela de
energia :
E
R$/MWh
A Tarifa Branca para BT será
abordada na aula da IARA
Metodologia e Construção
da componente Fio B
Fonte: ANEEL
Custos Marginais Capacidade – AP120
Esturura Vertical Última Revisão Revisão Atual
A3 5,39% 1,12%
A4 20,65% 13,76%
B 73,96% 85,12%
?
CMEx (R$/kW) Última Revisão Revisão Atual
BT 57,10R$ 514,02R$
A4 41,15R$ 278,78R$
A3 35,56R$ 83,61R$
PF
R&C
PROB
CMC
TR
TB
Diagrama de Potência
Curvas de Rede e de Carga
Probabilidade de Assocoação;
Análise dos perfis de Rede e
de Carga informados
Custos Marginais de
Capacidade
Tarifas de Referência: TOU;
Estrutura Vertical e Horizontal
Tarifas Binômias: Menu de
Tarifas;
CI
Quantifica o impacto nas
redes e nas cargas no caso
da modificação do “status
quo” tarifário
· Injeções de
Potência;
· Transferências
de Potência;
· Mercados
Faturados;
· Perfis de Rede;
· Perfis de Carga;
· Elasticidade
· Custos
Marginais
· Perdas Técnicas
· Pontos de
Tangência nas
Funções de
Custos
marginais de
Capacidade
Abordado Aula
Frederico
Abordado Aula
Neusa
Abordado Aula
Iara
Abordado Aula
Francisco
AP120
Rateio Custo Marginal Capacidade
Tardist CTR
http://www.trconsultoria.com
softwares
Diagrama Unifilar de Potência
Diagrama Unifilar de Potência
Exemplo leitura: 58,95%
da energia consumida em
A3a passa por A2
Responsabilidade de Potência
0.000000
0.200000
0.400000
0.600000
0.800000
1.000000
1.200000
0 5 10 15 20 25
0,000000
0,200000
0,400000
0,600000
0,800000
1,000000
1,200000
0 5 10 15 20 25
Universo 13,8kV/BT Amostra
Rede Tipo 1
Rede Tipo 2
Universo Clientes BT Amostra
Cliente Tipo 1
Cliente Tipo 2
13,8kV
BT
0.0000
0.2000
0.4000
0.6000
0.8000
1.0000
1.2000
0 5 10 15 20 25
0.0000
0.2000
0.4000
0.6000
0.8000
1.0000
1.2000
0 5 10 15 20 25
0,000000
0,200000
0,400000
0,600000
0,800000
1,000000
1,200000
0 5 10 15 20 25
Rede Tipo 4
0,000000
0,200000
0,400000
0,600000
0,800000
1,000000
1,200000
0 5 10 15 20 25
Rede Tipo 3
12 b
1 a
2 a
3 a
4 a
A B
Clientes - Tipos
1
2
3
4
Red
es -
Tip
os 11
b
1 g
3412312211111 **** ababababg
3221%100 aaaa
1211%100 bb
Energia total que transita
em BT
2 g
21%100 gg
21 b
31 b
41 b
22b
32b
42b
Como encontrar
os Betas ?
12 6 24
%
h
1 1 2(01) (01) * (01) * (01)erro Rd Cl Cl 11 12β β... Rede Tipo 1
Erro Total Rd 1 =
Clientes - Tipos
Red
es -
Tip
os
22b
32b
42b
21b
31b
41b
11b 12b 1a
2a
3a
4a
2g1g
A
1
2
3
4
B
Erro
24
1
2^)(h
herro
1 1 2(02) (02) * (02) * (02)erro Rd Cl Cl 12 12β β
1 1 2(24) (24) * (24) * (24)erro Rd Cl Cl 12 12β β
12 6 24
%
h
Erro Clientes - Tipos
Red
es -
Tip
os
22b
32b
42b
21b
31b
41b
11b 12b 1a
2a
3a
4a
2g1g
A
1
2
3
4
B
4 1 2(01) (01) * (01) * (01)erro Rd Cl Cl 41 42β β... Rede Tipo 4
Erro Total Rd 4 =
24
1
2^)(h
herro
4 1 2(02) (02) * (02) * (02)erro Rd Cl Cl 41 42β β
4 1 2(24) (24) * (24) * (24)erro Rd Cl Cl 41 42β β
Erro Total RD 2 =
Erro Total RD 1 =
Erro Total
Minimizar
%100
%100
%100
%100
4241
3231
2221
1211
bb
bb
bb
bb
Sujeito as seguintes Restrições : 0 ijbe
24
1
2^)(h
herro
24
1
2^)(h
herro
Erro Total RD 3 =
24
1
2^)(h
herro
Erro Total RD 4 =
24
1
2^)(h
herro
Clientes - Tipos
Red
es -
Tip
os
22b
32b
42b
21b
31b
41b
11b 12b 1a
2a
3a
4a
2g1g
A
1
2
3
4
B
0,00
20,00
40,00
60,00
80,00
100,00
120,00
140,00
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
MW
Horas
SP_A3A Curva 1 SP_A3A Curva 1
Erro
Exemplo de Betas calculados :
Clientes - Tipos
Red
es -
Tip
os
Exemplo de Betas calculados :
Clientes - Tipos
Red
es -
Tip
os
Clientes - Tipos
Red
es -
Tip
os
22b
32b
42b
21b
31b
41b
11b 12b 1a
2a
3a
4a
2g1g
A
1
2
3
4
B
3412312211111 **** ababababg
3221%100 aaaa
21%100 gg
1211%100 bb
ESPAÇO AMOSTRAL
Se os eventos E1,E2,...En são mutuamente
excludentes de um espaço amostral E, E = E1 +... En,
cada Ei é denominado de partição de E
Clientes - Tipos
Red
es -
Tip
os
22b
32b
42b
21b
31b
41b
11b 12b 1a
2a
3a
4a
2g1g
A
1
2
3
4
B
n
i iK
KK
n
ii
KKA
E
EAPEP
EAPEP
EAP
AEP
AP
AEPP K
11
)(*)(
)(*)(
)(
)(
)(
)()(
212111
111
2
12
1
11
1
11
1
1
**
*
)(*)()(*)(
)(*)()(
baba
ba
EA
PEPE
APEP
EA
PEP
AE
P
Teorema de Bayes
Se A é um evento arbitrário de E com p(A)>0, então
a probabilidade de ocorrência de uma das partições Ek,
dado que ocorreu o evento A é dada por :
Clientes - Tipos
Red
es -
Tip
os
22b
32b
42b
21b
31b
41b
11b 12b 1a
2a
3a
4a
2g1g
A
1
2
3
4
B
Qual a probabilidade da Rede X se
associar ao Cliente Y ?
Exemplo de Cálculo PI:
Clientes - Tipos R
edes
- T
ipo
s Para os Betas calculados :
Clientes - Tipos
Red
es -
Tip
os
Exemplo de Leitura: A probabilidade da Rede (A4_BT Curva 1) se
associar ao Cliente (Classe 1 Curva 1) é de 62,71%
%71,62%35,48
%42,57*%53
**
*)(
212111
111
1
1
baba
baA
EP
Custo Marginal Capacidade
Abordado Aula
Francisco
Rateio Custo Marginal Capacidade
Os cálculos dos CMC são realizados por hora
para cada curva típica identificada
Posteriormente são agregados por nível
Estrutura Vertical O&M; Capex e Quota de Reintegração
Custos Comerciais Qual Estrutura Vertical aplicar ?
Página 47, Nota Técnica nº 0126/2010
Quantificar os custos comercias a partir dos custos da parcela B
Quantificação dos custos comerciais em função do número de unidades consumidoras :
Estrutura Vertical Ajustada aos custos comerciais:
Exemplo COELCE 2012:
Calcular as Tarifas de Referência ....
Relações Ponta e Fora de Ponta Mercado Anual Potência
Tarifas Fora de Ponta
Tp 𝑘 = 𝑇𝑓𝑝 𝑘 ∗ 𝑅𝑃(𝑘) Tarifas Ponta
𝑇𝑓𝑝 𝑘 =𝑃𝑎𝑟𝑐𝑒𝑙𝑎𝐵 ∗ 𝐸𝑉𝑀(𝑘)
𝑀𝑃 𝑘 ∗ 𝑅𝑃 𝑘 +𝑀𝐹𝑃 𝑘
Modalidades Tarifárias
Azul São as próprias Tarifas de Referências
Verde
Página 9, Nota Técnica nº 0361/2010
𝑇𝐶𝑃 =
𝑇𝑝 𝑘 ∗ 12 ∗ 10007560,66
= 363,19
Modalidades Tarifárias
𝑇𝐶𝑃 =
𝑇𝑝 𝑘 ∗ 12 ∗ 10007560,66
= 363,19
Azul Verde
Modalidades
A
B
C
A
B
A
B
D A A
A
B
RU-D
A3
A4
A2 RU-C
A3
A4
A2
RU-A A3
A4
40,73% MWH
RU-B A3
A4
19,31% MWH
12,30% MWH
27,66% MWH
Regionalização da Estrutura Caso Conceitual AES 2008
Regionalização da Estrutura Caso Conceitual AES 2008
Para saber mais sobre tarifas…
Dica de Leitura…
http://www.livrariasaraiva.com.br/produto/3452444/tarifas-de-energia-eletrica-estrutura-
tarifaria/?ID=BB1B6B2B7DB08190E26080260&PAC_ID=8342
Obrigado
Paulo Steele paulo.steele@trsolucoes.com
Recommended