Nota Técnica nº 049/2003-SRD/ANEEL Em 04 de dezembro de 2003

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1 Nota Técnica nº 049/2003-SRD/ANEEL Em 04 de dezembro de 2003 Assunto: Reajuste das Tarifas de uso dos sistemas de distribuição da empresa Boa Vista Energia S/A - Boa Vista. I DO OBJETIVO Esta nota técnica objetiva apresentar a metodologia e os cálculos efetuados para determinação das tarifas de uso dos sistemas de distribuição TUSD durante o processo de reajuste tarifário da empresa Boa Vista Energia S/A Boa Vista, a serem utilizadas para os seguintes fins: II DOS FATOS! faturamento de encargos de uso dos sistemas de distribuição de consumidores livres;! faturamento de encargos de uso dos sistemas de distribuição de unidades geradoras conectadas aos sistemas de distribuição;! faturamento de encargos de uso dos sistemas de distribuição de distribuidoras que acessam os sistemas de distribuição da BOA VISTA;! abertura das tarifas de fornecimento dos consumidores cativos da BOA VISTA para fins de realinhamento tarifário, conforme o disposto n o Decreto de 4 de abril de Buscando atender o disposto no Decreto n o 2.655, de 2 de julho de 1998 e a viabilização do livre acesso aos sistemas de distribuição e transmissão, a ANEEL editou as Resoluções n o 281, 282 e 286 em outubro de A Resolução n o 281 estabelece as condições gerais de acesso aos sistemas, compreendendo o uso e a conexão. A Resolução n o 282 estabeleceu as tarifas de uso das instalações de transmissão componentes da Rede Básica. A Resolução ANEEL n o 286 estabeleceu os valores das tarifas de uso dos sistemas de distribuição de energia elétrica a serem praticados por consumidores livres, distribuidoras e geradores conectados a estes sistemas. 2. Durante o ano 2000, as concessionárias de distribuição apresentaram estudos relativos à tarifação do uso dos sistemas de distribuição e também uma série de sugestões à metodologia estabelecida pela Resolução ANEEL n o 286/ Este trabalho resultou na publicação da Resolução n o 594/2001, de 21 de dezembro de 2001, estabelecendo a metodologia de cálculo das tarifas de uso dos sistemas de distribuição de energia elétrica. 1

2 4. A sistemática utilizada pela Resolução n o 594/2001 constituia-se na construção de tarifa das distribuidoras através de um processo denominado top-down, ou seja, a construção dos valores de tarifa a partir do valor global da receita obtida com as tarifas atualmente cobradas dos consumidores retirando desta receita as atividades não relacionadas com a distribuição. A receita de distribuição calculada pelo referido procedimento era obtida da seguinte forma: a. determinação da receita total (fornecimento, suprimento e uso), a partir do mercado de referência do último reajuste tarifário da empresa, aplicando-lhe as tarifas vigentes na época; b. uma vez calculada a receita total, calculava-se a Parcela Distribuição e Comercialização (Parcela D+C) excluindo desta receita os seguintes custos não pertinentes à atividade de distribuição:! Compra de energia (inclui custos de geração própria);! Uso do sistema de transmissão;! Pagamentos: CCC Conta de Consumo de Combustíveis, MAE Mercado Atacadista de Energia e ONS Operador Nacional do Sistema;! RGR Reserva Global de Reversão;! Tributos - PIS/PASEP, COFINS e taxa de fiscalização da ANEEL;! Encargos de Conexão. c. para conhecer a parcela referente à atividade de distribuição da Parcela D+C, segregava-se esta parcela com base nos valores contabilizados com ativos e despesas operacionais de cada atividade. Uma vez segregadas as atividades de distribuição e comercialização, calculava-se o percentual de participação de D no custo total (este percentual foi estimado pela ANEEL em 85 %); e d. a Receita de Distribuição era resultante da aplicação do percentual de D sobre a Parcela D+C, adicionados os encargos RGR, ONS, Conexão, Perdas Técnicas de energia elétrica, Taxa de Fiscalização da ANEEL, e ainda, os tributos PIS e COFINS. 5. As tarifas de uso dos sistemas de distribuição eram determinadas a partir do rateio da Receita de Distribuição proporcionalmente aos custos marginais de capacidade imputados por um grupo de consumidores ao sistema. Estes custos foram obtidos a partir dos custos incrementais médios de longo prazo, por nível de tensão, considerando a responsabilidade dos consumidores de determinado nível de tensão na expansão da rede de distribuição. 6. A partir daí foram calculados e publicados os valores de Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição de Energia Elétrica TUSD para as concessionárias de distribuição. No entanto, as empresas que não pertenciam ao sistema interligado, como a Boa Vista, não tiveram suas tarifas de uso calculadas naquele momento. 2

3 7. A Resolução ANEEL n o 666, de 29 de novembro 2002, estabeleceu em seu art. 3 o, que as tarifas de uso dos sistemas de distribuição para os consumidores serão acrescidos dos valores referentes às perdas comerciais de energia elétrica e dos encargos setoriais de responsabilidade do segmento de consumo compostos pelos seguintes itens:! quota de recolhimento à Conta de Consumo de Combustíveis CCC;! Encargos dos Serviços do Sistema ESS;! Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica Proinfa;! tarifa de transporte de energia elétrica proveniente ITAIPU Binacional; e! tarifas de uso das instalações de transmissão aplicáveis às unidades consumidoras TUST 8. Como as tarifas de energia elétrica discriminadas nos contratos de concessão do serviço público de distribuição de energia elétrica são reajustadas anualmente segundo uma fórmula paramétrica estabelecida nos respectivos contratos, a ANEEL, no intuito de preservar os preceitos firmados entre os agentes, editou a Resolução n o 790 de 24 de dezembro de 2002 que estabelece a metodologia para o reajuste das tarifas de uso dos sistemas de distribuição aplicável quando do reajuste anual das tarifas de fornecimento dos concessionários e permissionários do serviço público de distribuição de energia elétrica. 9. A resolução supracitada estabelece um índice de reajuste para cada componente da TUSD ao invés da aplicação de um percentual único na tarifa de uso final. Isto é fundamental para a manutenção de uma estrutura tarifária correta, o que é necessário para que as tarifas reflitam, da forma mais aderente possível, os custos de atendimento específicos do serviço de distribuição. 10. Como foi visto, a metodologia de cálculo das tarifas de uso de distribuição prevista na Resolução ANEEL n o 594/2001, se baseava no cálculo da Receita Requerida de Distribuição, a partir da Receita Total de Fornecimento, Suprimento e Uso auferida pela concessionária. Quando do desenvolvimento da referida metodologia, este procedimento para a determinação da receita requerida era necessário, uma vez que não eram conhecidos os custos operacionais eficientes e a remuneração adequada dos investimentos prudentes relativos a atividade de distribuição. 11. Como no momento da revisão tarifária são levantadas as informações citadas, fez-se necessário adequar a metodologia de cálculo prevista na Resolução 594, de modo que a mesma se fundamente em uma receita de distribuição mais aderente aos custos da atividade de distribuição. 12. Sendo assim, foi publicada a Resolução ANEEL n o 152, de 3 de abril de 2003, que além de atender a nova política tarifária disposta no Decreto n o 4.562, de 31 de dezembro de 2002, incorpora as novas regras e conceitos de revisão tarifária para o cálculo da receita requerida de distribuição. 13. Vale ressaltar que a metodologia aqui utilizada está em consonância com a Resolução ANEEL n o 790/2002, bem como o arcabouço legal e regulatório que trata o tema. 3

4 III - DA ANÁLISE Diante da atual política tarifária, destaca-se que as tarifas de uso dos sistemas de distribuição serão o pilar básico para abertura das tarifas de fornecimento e posterior correção dos seus subsídios cruzados. Ressalta-se, no entanto, que a Boa Vista não teve tarifas de uso calculadas em 2002, e ainda, que a empresa não está em processo de revisão tarifária, logo, não se conhece os custos operacionais eficientes nem os investimentos prudentes da atividade de distribuição. 2. Neste caso, as tarifas de uso de distribuição desta empresa serão calculadas, provisoriamente, a partir da definição de uma receita de distribuição pelo método top-down. No entanto, pela premissa que consumidores livres e cativos estão sujeitos aos mesmos custos regulados, as tarifas de uso também devem incorporar os encargos setoriais de responsabilidade do consumidor, bem como as perdas comerciais, conforme dispõe a Resolução ANEEL n o 666/ Para o cálculo do reajuste da TUSD esta nota técnica considerou as seguintes etapas: 3.1 Receita de Distribuição! Receita de Distribuição;! Custos Marginais de Capacidade! Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição e Encargo. A receita de distribuição para o cálculo da TUSD foi segregada nos componentes Fio, 2. Conforme visto anteriormente pelo método top-down o componente Fio será calculado pelos seguintes procedimentos: a. determinação da receita total (fornecimento, suprimento e uso), a partir do mercado de referência do último reajuste tarifário da empresa, aplicando-lhe as tarifas vigentes na época; b. uma vez calculada a receita total, calcula-se a Parcela Distribuição e Comercialização (Parcela D+C) excluindo desta receita os seguintes custos não pertinentes à atividade de distribuição:! Compra de energia (inclui custos de geração própria);! Uso do sistema de transmissão e distribuição (se houver);! Enacargos Setoriais;! Tributos - PIS/PASEP, COFINS e taxa de fiscalização da ANEEL;! Encargos de Conexão. c. para conhecer a parcela referente à atividade de distribuição da Parcela D+C, segrega-se esta parcela com base nos valores contabilizados com ativos e despesas operacionais de cada atividade. Uma vez segregadas as atividades de distribuição e comercialização, calcula-se o percentual de participação de D no custo total (este percentual foi estimado pela ANEEL em 85 %); e 4

5 d. a Receita de Distribuição é resultante da aplicação do percentual de D sobre a Parcela D+C, adicionados os seguintes itens. montante das perdas técnicas do sistema de distribuição de energia elétrica; quota de Reserva Global de Reversão RGR; PIS/PASEP e COFINS Fio; e, Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica - TFSEEFio. 3. Os montantes de que trata os itens com o índice Fio são considerados de forma proporcional às parcelas que constituem o componente Fio da Receita Requerida de Distribuição. Logo o componente fio para a Boa Vista foi calculado conforme o quadro abaixo: Quadro 1 Cálculo do Componente Fio DADOS E PARÂMETROS ANUAIS DE ENTRADA IRT 2003 RECEITA DE FORNECIMENTO COM PIS/COFINS (DRP) : R$ Impostos e Encargos: RGR (DRP): R$ CCC (DRP): R$ Tx. Fiscalização (DRP): R$ PIS-COFINS (DRP): R$ Perdas: Mercado de Compra (MWh) (DRP): Mercado de Venda(MWh) (DRP): Perdas(MWh): Perdas Globais % : 24,00% Perdas Técnicas % : 10,80% Perdas Comerciais%: 13,20% Tarifa Compra (R$/MWh): 107,25 Despesas com Perdas Globais: R$ Despesas com Perdas Técnica: R$ Despesas com Perdas Comerciais: R$ Energia Comprada: Compra de Geração (DRP): R$ Geração Própria (DRP): R$ - Receitas e Margens: Margem D+C Líquida: R$ D %: 85,00% Margem D Líquida: R$ Margem C Líquida: R$ Componente Fio Componente Fio: R$ Margem D: R$ Perdas Técnicas: R$ RGR: R$ TFSEE Fio: R$ PIS/COFINS Fio: R$ ,29 5

6 4. O componente Encargo deverá corresponder ao somatório do montante referente aos seguintes itens:! quota de recolhimento à Conta de Consumo de Combustíveis CCC;! Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica Proinfa;! montante das perdas comerciais de energia elétrica;! PIS/PASEP e COFINS; e! TFSEE. 5. Para os valores de despesas relativos a TFSEE, PIS/PASEP e CONFINS devem ser considerados somente os montantes correspondentes ao componente Encargo. Para a Boa Vista o componente Encargo está apresentado no quadro abaixo: 3. 2 Custos Marginais de Capacidade Quadro 2 - Componente Encargo e suas parcelas constitutivas COMPONENTE ENCARGO R$ ,65 CCC: R$ ,91 Perdas Comerciais R$ ,89 PROINFA R$ - TFSEE R$ 7.265,00 PIS/PASEP e COFINS R$ ,84 Calculada a receita requerida de distribuição, é necessário que sejam definidas tarifas para os diversos subgrupos tarifários, que venham a recuperar esta receita. As tarifas de uso dos sistemas de distribuição serão determinadas por faixa de tensão, com valores aplicáveis às demandas de potência ativa, para os postos tarifários ponta e fora da ponta, e ao consumo mensal de energia elétrica. 2. O critério utilizado para a definição das tarifas de uso aplicáveis às demandas de potência ativa para cada tipo de consumidor fundamenta-se na estrutura estabelecida pelos custos marginais de expansão e pela respectiva responsabilidade deste tipo de consumidor quanto à expansão da rede. A conjugação destes fatores resulta na definição dos custos marginais de capacidade que necessitam das seguintes informações para sua obtenção:! Custos Marginais de Expansão estimados a partir do planejamento de expansão e projeção de mercado (em MW), ambos anuais, por nível de tensão, em um horizonte não inferior a 7 anos, para tensões maiores do que 13,8kV e 5 anos para tensões iguais ou inferiores a 13,8kV;! Diagrama unifilar simplificado de fluxo de carga na condição de carga máxima do ano do estudo tarifário; e! Tipologias de carga de unidades consumidoras e de instalações de transformação, obtidas por meio de campanhas de medição. 6

7 3.2.1 Custos Marginais de Expansão A ANEEL vem utilizando no cálculo dos custos marginais de expansão por nível de tensão uma variante do mesmo, denominada Custo Incremental Médio de Longo Prazo - CIMLP. 2. No cálculo das tarifas de uso de distribuição da Boa Vista a ANEEL optou por utilizar custos padrão, com o objetivo de impedir que a tarifa incorporasse distorções decorrentes de especificidade das empresas e/ou inconsistências nos dados informados pelas mesmas. Os custos padrão por nível de tensão foram obtidos por meio de um tratamento estatístico dos custos incrementais médios de longo prazo calculados com base nos planejamentos de expansão e crescimento da carga informados pelas empresas. O quadro abaixo mostra os valores de custos marginais padrão por nível de tensão utilizados pela ANEEL no cálculo das TUSD. Quadro 3 - Custos Incrementais Padrão Nível de Tensão (kv) CIMLP (R$/kW) , ,56 34,5 36,63 13,8 41,15 Menor 2,3 57, Diagrama unifilar simplificado A proporção de fluxo é calculada com base no diagrama unifilar simplificado do fluxo de potência no sistema elétrico, no momento de carga máxima do sistema. Sua consideração é de grande impacto no custo marginal de capacidade pois a solicitação de 1 kw em um subgrupo tarifário k não significa a passagem de 1 kw em todos os subgrupos a montante do subgrupo k Tipologias de carga e transformação A inviabilidade prática da construção de tarifas a partir da análise do comportamento individual da curva de carga dos consumidores e das instalações de transformação de tensão torna necessária a definição de um número conveniente de curvas de carga típicas. Estas curvas de carga devem representar a totalidade dos consumidores e das instalações de transformação de tensão da concessionária. 2. As medições das curvas de carga dos consumidores e de instalações de transformação de tensão passam por um tratamento estatístico para formar tipologias relevantes para o estabelecimento da responsabilidade dos consumidores nos custos ao longo da rede de distribuição de energia. 3. Para obtenção das tipologias das cargas e das transformações, primeiramente é necessário identificar as curvas características. Para isso é realizado o levantamento das curvas de carga e transformação a partir de uma amostra representativa da área de concessão, de modo que estas curvas representem o comportamento típico dos consumidores e das transformações da amostra. 7

8 4. Numa segunda etapa, é necessário realizar a agregação das curvas características. Como as curvas características representam o universo de consumidores ou transformação é necessário que sejam identificados os clientes-tipos e as redes-tipos, para isso podem ser utilizadas técnicas de agrupamento estatístico a exemplo da metodologia Cluster Analysis. Tais técnicas visam desmembrar um conjunto de curvas características em subconjuntos de tal forma que as curvas de um mesmo subconjunto apresentem alta similaridade e curvas de subconjuntos diferentes apresentem pouca semelhança. Após o desmembramento, cada subconjunto será representado por uma curva típica ou tipologia. 5. Por último, as tipologias das cargas são ajustadas ao mercado anual do subgrupo tarifário, classe ou faixa de consumo que eles representam. Do mesmo modo, as tipologias das redes são ajustadas ao consumo anual das transformações que elas representam. 6. Como a BOA VISTA não dispunha de tipologias fundamentadas em uma campanha de medição, utilizou-se as tipologias padrão da região Norte para o cálculo das TUSD Custos Marginais de Capacidade De posse dos custos marginais de expansão por nível de tensão, da proporção de fluxo obtida do diagrama de fluxo de carga na situação de carga máxima e das tipologias de carga e rede, são calculados os custos marginais de capacidade. 2. O custo marginal de capacidade, também denominado tarifa de referência de demanda, reflete a contribuição do cliente-tipo na formação da demanda máxima da rede. Estes custos são calculados para os postos tarifários definidos em cada concessionária da seguinte maneira:! Posto tarifário ponta: 3 (três) horas consecutivas definidas em função dos horários de maior ou menor carregamento do sistema (para a Boa Vista foi considerado horário de 19 as 21 horas);! Posto tarifário fora de ponta: 21 (vinte e uma) horas não compreendidas no intervalo de tempo do posto tarifário ponta. 3. O quadro abaixo apresenta os Custos Marginais de Capacidade calculados para a Boa Vista já ajustados às relações ponta/fora da ponta: Quadro 4 - Custos Marginais de Capacidade Ajustados P/FP Custos Marginais de Capacidade (R$/KW) Subgrupo\Posto Tarifário BT A4 Relação P/FP FORA DA PONTA PONTA 2,00 32,75 65,34 3,00 14,24 42,71 8

9 3.3 Tarifas de uso dos sistemas de distribuição Como visto anteriormente as tarifas de uso dos sistemas de distribuição são determinadas por faixa de tensão, com valores aplicáveis às demandas de potência ativa, para os postos tarifários ponta e fora da ponta, e ao consumo mensal de energia elétrica. Estas tarifas são calculadas de forma que quando aplicadas ao mercado de referência de demanda e energia recuperem a receita requerida de distribuição TUSD Aplicáveis à Demanda de Potência Ativa As tarifas de uso dos sistemas de distribuição aplicáveis à demanda de potência ativa são definidas proporcionalizando o componente Fio, considerando os custos marginais de capacidade por faixas de tensão e o mercado de referência de demanda. 2. A proporcionalização de que trata item anterior, consiste na realização de ajustes nos custos marginais de capacidade de forma que ao aplicá-los ao mercado de referência de demanda, a receita a ser recuperada equivale ao componente Fio da Receita de Distribuição. 3. As TUSD aplicáveis à demanda de potência ativa correspondem aos custos marginais de capacidade ajustados e estão apresentadas no quadro a seguir: Grupo/Modalidade Quadro 5 TUSD Aplicável à Demanda de Potência Mercado de Demanda Custo Marginal de Capacidade TUSD Aplicável à Demanda (R$/kW) 25-2,3kV USO - CARGA DP(kW): ,65 42,71 14,95 DFP(kW): ,40 14,24 4,98 menor que 2,3kV USO - CARGA DP(kW): ,95 65,34 22,87 DFP(kW): ,96 32,75 11,46 RECEITA C. MARGINAL DE CAPACIDADE R$ ,19 COMPONENTE FIO R$ ,88 DISTRIBUIÇÃO R$ ,50 RGR R$ ,75 PIS/COFINS R$ ,29 TFSEE R$ ,97 PERDAS TÉCNICAS R$ ,37 ONS & CONEXÃO FATOR DE AJUSTE R$ 2,00 0,

10 3.3.2 TUSD Aplicáveis ao Consumo de Energia TUSDC As tarifas de uso aplicáveis ao consumo de energia devem ser calculadas pela relação entre componente encargo e mercado de referência de energia, desconsiderando o suprimento de energia elétrica para outras distribuidoras. 2. No entanto, devido à redução na sinalização tarifária decorrente do processo de realinhamento tarifário, optou-se pelo cálculo de TUSDC com sinalização para os postos tarifários ponta e fora da ponta e períodos seco e úmido, somente para os consumidores cativos. Para os consumidores livres a TUSDC corresponde a um valor único para todos os níveis de tensão e postos tarifários. 3. O quadro a seguir demonstra o cálculo das TUSDC para a Boa Vista: Quadro 6 TUSD Aplicável ao Consumo de Energia Grupo/Modalidade Mercado Tarifa de Referência TUSD Encargo 2,3-25 kv (A4) USO - CARGA E(MWh): 0 122,17 26,94 Convencional E(R$/MWh): ,17 26,94 Menor que 2,3 kv (BT) E(R$/MWh): ,17 26,94 RECEITA DE REFERÊNCIA COMPONENTE ENCARGO CCC: Perdas Comerciais PROINFA ESS TFSEE PIS/PASEP e COFINS P&D e Eficiência Energética FATOR DE AJUSTE , , , , , ,84-0,22 IV CONCLUSÃO As informações relativas ao mercado de referência e diagrama unifilar simplificado utilizados no cálculo das tarifas de uso dos sistemas de distribuição foram fornecidas pela BOA VISTA. As informações referentes aos custos marginais de expansão, horas dos postos tarifários, e tipologias de carga e de transformação foram estimadas pela ANEEL e as informações necessárias ao cálculo da receita de distribuição são oriundas do processo de reajuste tarifário. 2. Conforme a Resolução n o 152/2002, para concessionária de distribuição que opera níveis de tensão iguais ou inferiores a 34,5 kv, a tarifa de uso a ser aplicada a unidades geradoras foi estabelecida pela ANEEL com base em valores médios regionais. Para tanto, utilizou-se a tarifa de geração da CELPA. 10

11 3. As tarifas de uso dos sistemas de distribuição aplicáveis às concessionárias de distribuição são iguais as TUSD de consumidores livres a exceção dos valores aplicáveis ao consumo de energia. 4. O Anexo I apresenta os valores de tarifas de uso dos sistemas de distribuição publicados para a concessionária Boa Vista. CARMEN LIGIA PIMENTEL LOPES Técnica - SRD De acordo: JOSÉ EDUARDO PINHEIRO SANTOS TANURE Superintendente de Regulação dos Serviços de Distribuição SRD 11

12 Anexo I - TUSD da Boa Vista Energia QUADRO L TUSD - CONSUMIDORES LIVRES TUSD + TUST DEMANDA (R$/kW) SUBGRUPO PONTA F. PONTA A1 (230 kv ou mais) A2 (88 a 138 kv) A3 (69 kv) A3a (30 a 44 kv) A4 (2,3 a 25 kv) 14,95 4,98 BT ( Menor que 2,3 kv ) 22,87 11,46 QUADRO M TUSD - CONSUMIDORES LIVRES TUSD + TUST ENERGIA (R$/MWh) SUBGRUPO PONTA F. PONTA A1 (230 kv ou mais) A2 (88 a 138 kv) A3 (69 kv) A3a (30 a 44 kv) A4 (2,3 a 25 kv) 26,94 26,94 BT ( Menor que 2,3 kv ) 26,94 26,94 QUADRO N TUSD - CONCESSIONÁRIAS DE SERVIÇO PÚBLICO DE ENERGIA TUSD + TUST ELÉTRICA DEMANDA (R$/kW) SUBGRUPO PONTA F. PONTA A1 (230 kv ou mais) A2 (88 a 138 kv) A3 (69 kv) A3a (30 a 44 kv) A4 (2,3 a 25 kv) 14,95 4,98 QUADRO O TUSD - CONCESSIONÁRIAS DE SERVIÇO PÚBLICO DE ENERGIA TUSD + TUST ELÉTRICA ENERGIA (R$/MWh) SUBGRUPO PONTA F. PONTA A1 (230 kv ou mais) A2 (88 a 138 kv) A3 (69 kv) A3a (30 a 44 kv) A4 (2,3 a 25 kv) QUADRO P TUSD - GERAÇÃO TG DEMANDA (R$/kW) SUBGRUPO A1 (230 kv ou mais) A2 (88 a 138 kv) A3 (69 kv) A3a (30 a 44 kv) A4 (2,3 a 25 kv) 3,08 12

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