Aperfeiçoamento da estrutura das tarifas de energia elétrica no brasil

Agenda
Tópicos que serão apresentados

Informações do Trabalho
Autores:
• Neusa Antunes
• Jan Koole
• Alexsandre Ferreira
• Iara Sobrosa
• Diego Boff
• Ano da publicação: 2020
• Projeto de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D 00381-0009/2018)
Empresa Luz e Força Santa Maria - ELFSM

Agenda
1. Objetivos desse Projeto
2. Teoria Econômica de Operação e Expansão da Rede de Distribuição
3. Os Fundamentos dos Custos de Uso da Rede
4. Metodologia atual de cálculo do custo horário de uso da Rede –
Problemas e Soluções
5. Metodologia de cálculo do Custo Locacional Horário de Uso da Rede
6. Preservação de Receita da Distribuidora
7. Tarifação de Mini e Microgeração Distribuída
8. Conclusões e Observações do Trabalho

Objetivos do Projeto
• Reduzir para toda a sociedade os custos de expansão da rede de
distribuição;
• Alocar corretamente os recursos, maximizando a eficiência sem esforços
inúteis e gastos desnecessários, sem prejuízo às distribuidoras;
• Desenvolvimento de uma nova metodologia que leva em consideração
não só a participação do cliente na demanda máxima das redes, como
também o ponto de sua conexão.

Teoria Econômica de Operação e Expansão da Rede
de Distribuição

Teoria Econômica de Operação e Expansão da Rede de
Distribuição
• Esse capítulo aborda aspectos relacionados à eficiência econômica e à alocação ótima
de recursos, bem como a teoria de custos de produção no curto e longo prazo. Este
estudo analisa os custos de produção, tais como custo total, custos unitários, custo
médio e custo marginal, dentro do contexto da transmissão e distribuição de energia
elétrica. O projeto também explora os custos marginais de geração versus transmissão
e distribuição, visando eliminar o antagonismo entre eficiência energética e
recuperação dos custos das distribuidoras.
• Além disso, a pesquisa contempla os fundamentos dos custos de uso da rede,
abordando os princípios tarifários, os custos de uso da rede pelos clientes, a análise de
diferentes tipos de tarifas e o faturamento do uso da rede em diversas modalidades
tarifárias. Também é discutida a adequação das tarifas para a baixa tensão, com foco
nas necessidades e características desse segmento.

Teoria Econômica de Operação e Expansão da Rede de
Distribuição
• A metodologia de cálculo dos custos horários de uso da rede de distribuição é
apresentada em detalhes, incluindo fatores como contribuição à demanda máxima
das redes, probabilidades de associação e índice de perdas de potência. Além disso,
são discutidos os custos de expansão da rede, como os custos relacionados aos ramais
de ligação, postes dedicados aos transformadores e postes de uso compartilhado.
• Por fim, há uma análise de Consultas Públicas realizadas pela ANEEL a respeito de
construção das tarifas de referência de uso da rede, com enfoque na contextualização,
abertura dos custos e cálculo dessas tarifas.

Teoria Econômica
de Operação e
Expansão da
Rede de
Distribuição
Resumo da Comparação da Alocação de
Custos entre Geração e Transporte:

Os Fundamentos dos Custos de Uso da Rede

Princípios Tarifários:
• Este capítulo aborda os princípios tarifários fundamentais, baseados nas ideias de
Bonbright e também nas diretrizes da ANEEL;
• Segundo Bonbright, as tarifas devem ser práticas, mantendo o equilíbrio financeiro
das distribuidoras, sem discriminação de clientes e promovendo a eficiência
econômica no uso de energia;
• Além disso, a ANEEL destaca a importância de refletir os custos do sistema no
modelo tarifário e enviar sinais econômicos eficientes aos usuários.

Objetivo do Modelo Tarifário:
• O principal objetivo de um modelo tarifário é alocar de forma eficiente os recursos da
sociedade, aderente aos Custos de Uso da Rede, para que o consumidor escolha a
opção de menor custo e estimule o melhor uso compartilhado da rede, reduzindo os
custos.

Metodologia de cálculo do Custo de Uso da Rede:
• A sequência de cálculo dos Custos de Uso da Rede de Distribuição envolve a
metodologia que leva em consideração a participação do cliente na demanda máxima
das redes e o ponto específico de sua conexão;
• A base conceitual da metodologia atual está alinhada com o planejamento e
desenvolvimento das redes, considerando os reais custos de expansão do sistema. A
metodologia desenvolvida pressupõe o cálculo do Custo de Uso da Rede de
Distribuição (CUSD) com diferenciação horária ("sinal horizontal") e pelos segmentos
de sistema ("sinal vertical").

Metodologia de cálculo do Custo de Uso da Rede:
• Além disso, a formulação completa do cálculo do Custo de Uso da Rede considera a
diferenciação de custos por segmentos, incluindo o Custo de Uso da Rede A2 (88 a
138 kV), Custo de Uso desde a Rede A2 até a Rede A3 (69 kV), Custo de Uso desde a
Rede A2 até a Rede MT (>2,3 kV até 44 kV) e Custo de Uso desde a Rede A2 até a
Rede BT. Em resumo, o sistema de cálculo e diferenciação visa refletir os custos reais
do sistema, para que os consumidores façam escolhas eficientes baseadas em preços
e, ao mesmo tempo, tragam clareza dos custos reais do sistema.

Modernização das Tarifas do país: Sinal Regional
• O sinal regional é fundamental na otimização da rede, pois todas as empresas têm
regiões com horários de carregamento e comportamento de carga totalmente
distintos, regiões inclusive sem necessidade de modulação da demanda;
• Dificuldades: é um caminho árduo, de muito trabalho e estudo, não tem solução fácil
nem simples. Vai exigir que as empresas aprofundem o conhecimento da sua rede.
Vai exigir que o regulador tenha uma estrutura de pessoal bem maior, com tempo
para analisar as diversas e distintas propostas tarifárias e conhecer também de forma
profunda o extenso sistema elétrico brasileiro. Vai exigir do regulador uma nova
regulação, menos engessada, e que calcule de forma mais precisa os custos dos
clientes, substituindo o CTR por outro software que pelo menos calcule os custos
separados em Urbano e Rural e em futuro próximo parta para o cálculo do custo
locacional

Metodologia Atual de Cálculo do Custo Horário de Uso
da Rede – Problemas e Soluções

Metodologia Atual de Cálculo do Custo Horário de Uso da
Rede
• A metodologia atual de cálculo do custo horário de uso da rede de
distribuição se baseia no planejamento e desenvolvimento das redes,
assim como nos custos reais de expansão do sistema, conforme explicado
no capítulo Os Fundamentos dos Custos de Uso da Rede;
• A metodologia pressupõe o cálculo do custo de uso da rede de
distribuição (CUSD) com diferenciação horária ("sinal horizontal") e pelos
segmentos de sistema ("sinal vertical").

Rede

Rede
• Isso significa que são considerados os seguintes custos de uso da rede,
entre outros:
• i. Custo de Uso da Rede A2 (88 a 138 kV)
• ii. Custo de Uso desde a Rede A2 até a Rede A3 (69 kV)
• iii. Custo de Uso desde a Rede A2 até a Rede MT (>2,3 kV até 44 kV)
• iv. Custo de Uso desde a Rede A2 até a Rede BT

Rede
• O mercado utilizado na construção das tarifas precisa ser ajustado de forma adequada
para manter o equilíbrio financeiro das distribuidoras de energia.
• A construção de tarifas sem ajustes no mercado pode inviabilizar propostas de
alterações nas modalidades tarifárias existentes, acarretando perda de receita para as
distribuidoras.
• A adequação do mercado às novas modalidades ou correções das existentes é
considerada relativamente simples e objetivo, pois seria necessário reenquadrar os
clientes nas novas modalidades ao alterar o ponto de cruzamento ou recalcular as
demandas faturáveis a partir das medições mensais de cada cliente.
• No entanto, qualquer redução no mercado entre revisões resulta em perda de receita
para as distribuidoras, gerando preocupação com a possibilidade de os clientes de
menor consumo substituírem equipamentos, impactando negativamente a receita
das distribuidoras.

Metodologia de Cálculo do Custo Locacional Horário
de Uso da Rede

Metodologia de Cálculo do Custo Locacional Horário de Uso
da Rede
• Esta metodologia é importante para que as distribuidoras consigam
alocar de forma eficiente os recursos da sociedade. O documento
menciona que as tarifas devem manter o equilíbrio financeiro das
distribuidoras, retornando a receita total correspondente aos custos
regulatórios e resultando em um fluxo de caixa relativamente estável.
Bonbright, em seus princípios tarifários, estabelece que as tarifas devem
ser práticas, promover a eficiência econômica no uso de energia e não
discriminar qualquer cliente ou grupo de clientes.

da Rede
Custo Locacional de Uso da Rede
• Esse custo é calculado pelo método do ICRP - Investment Cost Related
Pricing e a fórmula para o cálculo é detalhada. O método ICRP é
calculado a partir da configuração da rede atual usando simulações de
fluxo de potência;
• Ele parte do pressuposto que a rede está operando no ótimo e analisa a
variação de fluxo, capacidade e custo quando 1 kW é solicitado ou
injetado em um determinado ponto da rede. Além disso, o documento
aborda os Custos de Uso da Rede pelos Clientes, que estão relacionados
à contribuição da demanda do cliente na formação da carga máxima
anual da rede e o ponto de conexão do cliente na rede;

da Rede
Custo Locacional de Uso da Rede
• Os custos variam com o nível de tensão, capacidade, tipo de condutor,
número de fases, tipo e quantidade de postes, entre outros fatores. O
texto também menciona sobre o Custo Locacional Horário de Uso da
Rede, que unifica os conceitos relacionados à contribuição do cliente à
demanda máxima das redes e à sua localização na rede.

da Rede
Custo Horário de Uso da Rede
• A metodologia parte do mesmo raciocínio de análise marginal, ou seja,
examina a variação de fluxo e custo quando se solicita ou se injeta 1 kW
em um determinado ponto da rede;
• A configuração da rede é simplificada, com apenas 4 "barras
equivalentes" do sistema do ponto de vista "locacional". A metodologia
é precisa em relação ao horário de carregamento das redes e traz
benefícios com a postergação de investimentos. A base conceitual dessa
metodologia considera que os custos das redes estão vinculados à sua
demanda máxima e que é o aumento da demanda máxima transitada
pelas redes que implica na necessidade de investimentos em expansão,
ou seja, o Custo Marginal de Longo Prazo;

da Rede
Custo Horário de Uso da Rede
• Além disso, considera que as redes têm demandas máximas em horas
distintas e que a distribuidora investe para expandir redes com demanda
máxima em diferentes horas de ocorrência. O cálculo dos Custos de Uso
da Rede de Distribuição consiste em determinar os acréscimos de fluxo
em todas as redes envolvidas no atendimento de um determinado tipo
de cliente, ao se conectar ou aumentar sua carga em cada hora.

da Rede
Custo Locacional Horário de Uso da Rede
• Esse item aborda a metodologia para calcular os custos de uso da rede
de distribuição de energia elétrica, levando em consideração a
localização do usuário no sistema e o horário de carga máxima dos
elementos de rede;
• O texto destaca duas metodologias distintas: a do Custo Locacional para
a Rede Básica e a do Custo Horário para a Distribuição. A primeira
considera a localização do usuário, mas não percebe o horário de carga
máxima dos elementos de rede nem a contribuição real de cada tipo de
cliente nessas cargas;

da Rede
• Já a metodologia do Custo Horário, empregada na distribuição, leva em
consideração as horas de fluxo máximo das diversas redes e a
contribuição dos clientes na formação desses fluxos, porém é limitada
do ponto de vista locacional. A ANEEL construiu as tarifas de Uso do
Sistema de Transmissão (TUST) nos postos tarifários Ponta e Fora de
Ponta, considerando os custos locacionais com dois despachos de carga:
um para o período de carga máxima (Ponta) e outro para carga média
(Fora de Ponta);

da Rede
• A metodologia destaca a importância de considerar apenas o custo
unitário dos elementos de rede com demanda máxima em cada período,
em vez de ampliar todos os elementos da rede quando um cliente
solicita um aumento de carga, visando obter custos com lógica
econômica.

Preservação de Receita da Distribuidora

Evolução e Preservação da Receita
• é discutido como o fator de carga aumenta com o porte do consumidor,
o consumo per capita e a demanda, e como a retração do mercado afeta
a receita. É mencionada a necessidade do Decoupling para fazer frente
aos ativos em operação e aos custos das novas ligações.
Decoupling: Nesse mecanismo, usado principalmente nos Estados Unidos, o nível
tarifário é dissociado (desvinculado) de variáveis de mercado (kW ou kWh medidos). A
grande diferença com o sistema atual é que, nos reajustes, o VPB a ser utilizado no
cálculo da TUSD Fio B não é igual à receita Fio B realizada ou dependente do mercado
realizado, mas calculado com outra variável, como, por exemplo, o número de
consumidores.

Proposta de Preservação da Receita Fio B
• é destacado o regramento estabelecido no Proret para reconhecimento
da Base de Remuneração e Custos Operacionais na construção das
Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição;
• A importância de um Plano de Investimentos compatível com a
expectativa de crescimento de mercado nos cinco anos seguintes à
revisão também é mencionada, assim como o risco atribuível à
distribuidora se não souber projetar seu mercado. Além disso, é
discutida a projeção da capacidade instalada dos clientes com geração
distribuída local.

• Ao longo do capítulo, também são mencionados dados e informações
relevantes, como a capacidade instalada final dos sistemas de
distribuição, a expectativa de adoção e a capacidade média de geração
dos clientes em diferentes subgrupos.

Tarifação de Mini e Microgeração Distribuída

• Esse capítulo basicamente é dividido em quatro partes:
Inicialmente, explora-se como a adoção de microgeração solar modifica o
comportamento dos consumidores de diversas classes. Em seguida, são
analisados os impactos da entrada desses clientes na rede de distribuição.
Posteriormente, há uma discussão sobre os custos que esses clientes
impõem à rede e finalmente, são discutidas propostas para a tarifação da
Mini e Microgeração Distribuída e sua viabilidade.

• Na seção sobre o comportamento dos consumidores, o documento
aborda os efeitos da adoção de microgeração solar nas diferentes classes
de consumidores;
• Quanto aos impactos na rede de distribuição, são analisadas as
mudanças necessárias para acomodar e integrar esses novos clientes e
suas fontes de geração distribuída;
• Em relação aos custos impostos à rede, há uma reflexão sobre os custos
operacionais e de manutenção decorrentes da inserção da mini e
microgeração distribuída.

• Este capítulo evidencia uma preocupação central com a viabilidade da
tarifação da Mini e Microgeração Distribuída, propondo um debate
sobre diferentes modelos tarifários para a cobrança do uso da rede por
parte desses consumidores. Em síntese, analisa os impactos das
microgerações na rede de distribuição e propõe estratégias para a
tarifação desses consumidores, visando à viabilidade do sistema elétrico
em meio à crescente adoção dessas tecnologias.

• A cobrança de qualquer tarifa que busque uma maior cobertura do Fio
inexoravelmente reduzirá a atratividade da Mini e Micro GD. Se o cliente
pagasse a TUSD Fio B atual somente sobre a energia compensada,
mesmo com a perda de receita observada para as distribuidoras, a
atratividade da Mini e Micro GD reduziria.
• Mas a viabilização da Mini e Micro GD não pode se dar às custas da
distribuidora e dos demais consumidores. Há que se definir uma tarifa
adequada e eventuais subsídios devem ser arcados com recursos
especificamente destinados a esse fim, de preferência na própria
geração, muito mais direto e eficaz, sem envolver a distribuidora.

Alternativa 6: TUSD Fio B + TUSD Fio A + PNT + TFSEE + P&D.

• A tabela 10 apresenta o percentual de clientes BT com análise
custo/benefício favorável à GFV em cada um dos seguintes tipos de
faturamento: Alternativa 0 e pagando a alternativa proposta por este
projeto de P&D: TUSD Fio B + TUSD Fio A + PNT + TFSEE + P&D, que se
denominou de Alternativa 6.

Lei nº 14.300/2022 e Resolução Normativa ANEEL nº
1.059 de 2023

Lei nº 14.300/2022
• Institui o marco legal da microgeração e minigeração distribuída, o Sistema de
Compensação de Energia Elétrica (SCEE);
• Destaque:
Art. 27. O faturamento de energia das unidades participantes do SCEE não abrangidas pelo art. 26 desta
Lei deve considerar a incidência sobre toda a energia elétrica ativa compensada dos seguintes percentuais
das componentes tarifárias relativas à remuneração dos ativos do serviço de distribuição, à quota de
reintegração regulatória (depreciação) dos ativos de distribuição e ao custo de operação e manutenção do
serviço de distribuição:
I - 15% (quinze por cento) a partir de 2023;
II - 30% (trinta por cento) a partir de 2024;
III - 45% (quarenta e cinco por cento) a partir de 2025;
IV - 60% (sessenta por cento) a partir de 2026;
V - 75% (setenta e cinco por cento) a partir de 2027;
VI - 90% (noventa por cento) a partir de 2028;
VII - a regra disposta no art. 17 desta Lei a partir de 2029.

Resolução Normativa ANEEL nº 1.059 de 2023
• A Resolução Normativa ANEEL nº 1.059, de 7 de fevereiro de 2023,
aprimora as regras para a conexão e o faturamento de centrais de
microgeração e minigeração distribuída em sistemas de distribuição de
energia elétrica, bem como as regras do Sistema de Compensação de
Energia Elétrica. O documento altera diversas resoluções normativas
anteriores e introduz novas definições e requisitos para diferentes tipos
de geração e consumo de energia elétrica. As alterações incluem
definições de modalidades de participação, como o autoconsumo
remoto e a geração compartilhada, além de critérios para a conexão de
unidades consumidoras com microgeração ou minigeração distribuída

Resolução Normativa ANEEL nº 1.059 de 2023

Conclusões do Trabalho
“Uma mudança no modelo tarifário deve vir se, e somente se, colocar a
sociedade em uma situação melhor que a anterior. “
• Segundo as análises apresentadas, a evolução das Tarifas Time of Use,
com sinal regional e maior liberdade de definição dos postos tarifários, é
a abordagem mais indicada.

Essa maior liberdade, ou flexibilidade, abrange a possibilidade de:
• Definir um número de postos tarifários diferente de dois (AT) ou três
(BT);
• Estabelecer o número de horas para cada posto tarifário mais adequado
às características da rede de cada distribuidora;
• Definir pela necessidade de considerar, ou não, os sábados e
domingos/feriados em cada posto tarifário;
• Aplicar sinal econômico diferente conforme o mês ou período sazonal e
nenhum sinal nos meses de carga baixa, ou seja, preços iguais nesses
meses;
• Definir postos tarifários e sinais de preços diferenciados, conforme
característica de carga de cada regional, dentre outros.

• Podemos destacar no documento as diferenças entre a demanda
máxima medida no cliente e a potência que está transitando nas redes
devido às Perdas Técnicas de Potência. Por exemplo, 1 kW entregue no
cliente de baixa tensão representa aproximadamente 1,20 kW
transitando na rede de 138 kV, enquanto 1 kW medido em um cliente de
138 kV representa 1,03 kW de fluxo nessa rede. Isso realça a
necessidade de considerar as perdas técnicas acumuladas de potência
para entender a participação de cada cliente na formação da demanda
máxima das redes.

• Por fim o texto destaca que o caminho para a modernização das tarifas
de distribuição no Brasil é árduo, de muito estudo e trabalho, não
havendo uma solução fácil nem simples;
• Vai exigir que as empresas aprofundem o conhecimento da sua rede,
entendendo como os diversos clientes a utilizam e como afetam os
custos de sua expansão.
• Vai exigir uma nova regulação, menos engessada, e que o regulador
tenha uma estrutura de pessoal bem maior, com tempo para analisar as
diversas e distintas propostas tarifárias e para conhecer, de forma
profunda, o extenso, complexo e diferenciado sistema elétrico brasileiro.

• Vai ser necessário que o regulador calcule de forma mais precisa os
custos dos clientes e, em futuro próximo, evolua para o cálculo do custo
locacional horário

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