Comercialização de Energia ACL e ACR

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1 Comercialização de Energia ACL e ACR Capítulo 3 Mercado, Tarifas e Preços Prof. Alvaro Augusto W. de Almeida Universidade Tecnológica Federal do Paraná Departamento Acadêmico de Eletrotécnica

2 Contabilização na CCEE Todos os agentes da CCEE (geradores, comercializadoras e consumidores) submetem mensalmente seus contratos de compra e venda para registro na CCEE. A CCEE faz então um encontro de contas entre os contratos de compra e venda e os montantes gerados e consumidos. Objetivo: equilibrar o mercado.

3 Liquidação na CCEE A CCEE não reconhece os preços dos contratos de compra e venda, apenas os montantes. Como dificilmente os montantes contratados são iguais aos realizados, o resultado é uma diferença (sobra ou déficit). A CCEE é o mercado onde essas diferenças são liquidadas de maneira multilateral.

4 Liquidação: Situação 1

5 Liquidação: Situação 2

6 Comercializador Varejista Fonte: O autor

7 Preços e Tarifas Preços: Fornecedores autorizados de energia elétrica (geradores e comercializadores). Negociados livremente entre as partes. Tarifas: Prestadoras de serviços públicos de transmissão e distribuição de energia elétrica. Reguladas pela ANEEL.

8 Características dos Mercados Livre e Cativo Características Cativo Livre Fornecedor Concessionária local Qualquer gerador ou comercializador do SIN Preço de entrega Tarifas reguladas pela Aneel Livremente pactuado entre as partes Preço do transporte Tarifas reguladas pela Aneel Tarifas reguladas pela Aneel Reajuste do preço da energia Determinado anualmente pela Aneel Indexador pactuado entre as partes Prazo contratual Pré-estabelecido pela Aneel Livremente pactuado entre as partes Volume De acordo com a energia consumida Livremente pactuado entre as partes Responsável pela entrega Concessionária local Concessionária local

9 Custo Marginal de Operação (CMO) Em economia o custo marginal representa a mudança no custo total quando a quantidade produzida é aumentada de uma unidade. Em mercados de energia mais desenvolvidos, em geral maciçamente termelétricos, o CMO é o custo da próxima usina a ser despachada. Os preços de energia no mercado são então baseados no CMO, calculado pela livre interação entre oferta e demanda. Os preços podem variar diariamente, a cada hora, a cada meia hora, a cada quinze minutos, etc., dependendo do modelo adotado em cada país. No Brasil o CMO é calculado computacionalmente por subsistema, semanalmente e em três patamares: leve, médio e pesado. O valor mínimo do CMO é zero e o máximo é o custo do déficit (existem quatro patamares de custo do déficit, de 5% a 20% de corte).

10 CMO Semanal SE/CO (R$/MWh) Fonte: ONS

11 CMO Semanal Sul (R$/MWh) Fonte: ONS

12 CMO Semanal Norte (R$/MWh) Fonte: ONS

13 CMO Semanal Nordeste (R$/MWh) Fonte: ONS

14 CMO Semanal Comparação (R$/MWh) Fonte: ONS

15 Oferta e Demanda A Lei da Oferta e Demanda descreve o comportamento predominante dos consumidores na aquisição de bens e serviços em determinados períodos, em função de quantidades e preços. Nos períodos em que a demanda por um determinado produto excede muito à procura, seu preço tende a cair. Nos períodos em que a demanda passa a superar a oferta, a tendência é o aumento do preço. Fonte: O autor

16 Funções Custo Futuro e Custo Presente FCF: atende à carga com térmicas. Custo presente é elevado. Custo futuro é baixo. FCP: atende à carga com hidráulicas. Custo presente é baixo. Custo futuro é elevado. Fonte: O autor

17 CMO no SEB No Brasil, devido à diversidade hidrológica e ao risco hidrológico, decidiuse, desde o Projeto RE/SEB, que o CMO continuaria a ser calculado por uma cadeia de modelos computacionais:

18 Onde Obter o CMO O CMO é calculado semanalmente pelo ONS e publicado às sextas-feiras como parte do Programa Mensal de Operação:

19 Preço de Liquidação de Diferenças (PLD) O PLD é calculado pela CCEE, utilizando-se o Newave e o Decomp, e publicado semanalmente, às sextas-feiras, geralmente após a publicação do CMO pelo ONS. O PLD é, em linhas gerais, o CMO com piso e teto. PLD max = R$ 422,56/MWh. PLD min = R$ 30,25/MWh. Esses valores são revistos anualmente pela ANEEL. Histórico de Preços Semanais (julho de 2001 em diante):

20 PLD mensal médio - SE/CO (R$/MWh) Fonte: O autor

21 Comparação entre PLD e Nordpool

22 Curva de Carga Residencial Típica

23 Curva de Carga Residencial Típica

24 Curva de Carga Residencial Típica

25 Curva de Carga Residencial Típica

26 Carga do SIN Copa Domingo

27 Carga do SIN Copa Segunda

28 Afluências SE/CO Fonte: O autor

29 Afluências Sul Fonte: O autor

30 Afluências Nordeste Fonte: O autor

31 Afluências Norte Fonte: O autor

32 Armazenamentos SE/CO Fonte: O autor

33 Armazenamentos Sul Fonte: O autor

34 Armazenamentos Nordeste Fonte: O autor

35 Armazenamentos Norte Fonte: O autor

36 Cadeia de Custos do Setor Elétrico

37 Modelo Tarifário Vigente

38 Modelo Tarifário Vigente TUSD Parcela A - composta de preços considerados não gerenciáveis, cujo repasse de preços é automático para o consumidor. Composta de contratos de energia e encargos setoriais (como por exemplo, as tarifas dolarizadas de Itaipu, subsídios para os sistemas isolados na região amazônica e impostos em geral e principalmente a compra de energia nos leilões de expansão). Parcela B - composta pelos custos que a Aneel considera gerenciáveis. Composta por salários, depreciação, custos de capital, custos operacionais e de manutenção. São corrigidos anualmente pela variação do IGPM.

39 Grupos Tarifários Baixa Tensão Baixa Tensão (Grupo B) B1 residencial. B1 residencial baixa renda. B2 rural. B2 cooperativa de eletrificação rural. B2 serviço público de irrigação. B3 demais classes. B4 iluminação pública.

40 Grupos Tarifários Alta Tensão AS (Subterrâneo). A4: 2,3 kv a 25 kv. A3a: 30 kv a 44 kv. A3: 69 kv. A2: 88 kv a 138 kv. A1: 230 kv. Acima de 230 kv (em alguns estados inclusive em 230 kv) o consumidor se conecta diretamente à Rede Básica.

41 Tarifa de Energia (TE) Energia para revenda, contratada nos leilões. Transporte de Itaipu. Ajustes de curto prazo.

42 Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD) Perdas (comerciais e técnicas). Fio A (custos não gerenciáveis): Custo de aquisição e energia. Custo de transporte de energia. Encargos setoriais. Fio B (custos gerenciáveis): Custos operacionais. Cotas de depreciação. Remuneração do investimento. Outras receitas.

43 Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD) Encargos do Serviço de Distribuição: Tarifa de Fiscalização do Serviço de Energia Elétrica (TFSEE, Aneel). Reserva Global de Reversão (RGR). Pesquisa e Desenvolvimento (P&D). Energia de Reserva. ONS. Encargos do Sistema Elétrico: Conta de Desenvolvimento Energético (CDE). Conta do Consumo de Combustíveis (CCC). Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (Proinfa). Encargo de Energia de Reserva (EER).

44 Bandeiras Tarifárias (Res. 547/2013) As bandeiras tarifárias tomaram o lugar do antigo sistema de períodos seco e úmido. Verde: condições favoráveis de geração de energia. A tarifa não sofre nenhum acréscimo. Amarela: condições de geração menos favoráveis. A tarifa sofre acréscimo de R$ 15/MWh. Vermelha - Patamar 1: condições mais custosas de geração. A tarifa sofre acréscimo de R$ 30/MWh.. Vermelha - Patamar 2: condições ainda mais custosas de geração. A tarifa sofre acréscimo de R$ 45/MWh.

45 Bandeiras Tarifárias (Res. 547/2013)

46 Evolução das Bandeiras

47 Composição Típica de Tarifas 2016

48 Tarifa Branca Aplicável a consumidores do Grupo B. Não aplicável ao subgrupo B4 e para as subclasses Baixa Renda do subgrupo B1. Horário Intermediário: 17h às 18h e das 21h às 22h, tarifa intermediária. Horário de Ponta: 18h às 21h, tarifa elevada. Horário Fora de Ponta, 22h às 17h do dia seguinte, tarifa baixa. Implantação adiada para 2015.

49 Tarifa Branca Dias Úteis

50 Tarifa Branca Sábados, Domingos e Feriados

51 Nova Estrutura Tarifária Grupo B

52 Nova Estrutura Tarifária Grupo A

53 Estrutura dos Encargos e Impostos Fonte: D ARAÚJO (2009)

54 Como calcular o ICMS, PIS e COFINS BC = Base de Cálculo. i = ICMS + PIS + COFINS (em pu). BC = 1 + i 1 i

55 Exemplo PIS + COFINS = 6,20%. ICMS = 29% (Copel) BC = 1 + 0,29 + 0,062 1 (0,29 + 0,062) = 1,543 i = ICMS + PIS + COFINS Tarifa = R$ 421,57/MWh (residencial convencional) Tarifa com impostos= 1, ,47 = R$650,57/MWh

56 Referências do Capítulo 3 ANEEL. Estrutura tarifária para o serviço de distribuição de energia elétrica, BORN, P.H.S.; ALMEIDA, A.A.W. Mudanças estruturais no Setor Elétrico: formação e regulação de preços. CIER, Quito, CHADE, J. O custo marginal da operação: a base do PLD. CELESC. Grupos e modalidades tarifárias. D ARAUJO, R.P. Setor Elétrico Brasileiro: uma aventura mercantil

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