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