Elétrico Brasileiro
Anexo 1 – Composição TUSD e TE
2. TE ENCARGOS SETORIAIS
3. TE TRANSPORTE. É a parcela da TE que recupera os custos de transmissão relacionados ao transporte de Itaipu e a Rede Básica de Itaipu.
4. TE PERDAS. Perdas da Rede Básica de transmissão.
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Os custos relativos às perdas elétricas dividem-se em dois: perdas técnicas e perdas não técnicas. As perdas técnicas são inerentes a qualquer circuito elétrico. Qualquer fio condutor possui resistência elétrica, que causará a transformação da passagem de corrente elétrica em calor. Assim, todos os consumidores pagam pelas perdas técnicas de energia ocasionadas pelo seu próprio consumo. Já as perdas não técnicas são resultantes de furtos e problemas de medição. A ANEEL se utiliza de métodos regulatórios para determinar qual o nível máximo de perdas não técnicas que as distribuidoras podem repassar às tarifas. Esse método depende sobremaneira da área de concessão na qual a distribuidora está inserida. Áreas com maior complexidade social terão permissão de repasse maior das perdas não técnicas no valor das tarifas.
A parte da tarifa destinada às geradoras, TE ENERGIA, é determinado pelos seguintes contratos segundo o decreto 5.163/2004:
• Contratos de Comercialização de Energia em Ambiente Regulado (CCEAR) onde os preços são estabelecidos de forma concorrencial através dos leilões;
• Contratos Bilaterais que são contratos de livre negociação entre os agentes firmados antes da publicação da Lei no 10.848/2004;
• Cota do PROINFA que se refere à energia proveniente de fontes eólicas, pequenas centrais hidrelétricas e biomassa, decorrente do Programa de Incentivos às Fontes Alternativas de Energia Elétrica - PROINFA;
• Cota de Itaipu Binacional que se refere à energia comercializada por Itaipu Binacional com as concessionárias de distribuição adquirentes das cotas-partes da produção disponibilizada para o Brasil. As distribuidoras situadas nas Regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste adquirem compulsoriamente a energia elétrica gerada por Itaipu;
• Contratos de geração distribuída realizados de acordo com o Decreto 5163/2004. Considera-se geração distribuída a produção de energia elétrica proveniente de empreendimentos conectados diretamente no sistema elétrico de distribuição do comprador;
• Cotas de Angra 1 e 2 que se refere à energia comercializada pelas centrais geradoras Angra 1 e 2 com as distribuidoras que atuam no SIN de forma compulsória conforme a Lei 12.111/2009 (Incluído pelo Decreto nº 7.805, de 2012);
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• Cota de Concessões Renovadas refere-se à parcela decorrente do rateio da garantia física de energia e de potência definidas para as usinas hidrelétricas cujas concessões foram prorrogadas nos termos da Medida Provisória no 579, de 11 de setembro de 2012 (Incluído pelo Decreto nº 7.805, de 2012).
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A estrutura tarifária Horo-sazonal é segmentada nos seguintes períodos:
- Horário de ponta (P): período definido pela empresa e composto por três horas diárias consecutivas, exceção feita aos sábados, domingos e feriados definidos por lei federal.
- Horário fora de ponta (F): período composto pelo conjunto de horas diárias consecutivas e complementares àquelas definidas no horário de ponta;
- Período úmido (U): período de cinco meses consecutivos, compreendendo os fornecimentos abrangidos pelas leituras de dezembro de um ano a abril do ano seguinte;
- Período seco (S): período de sete meses consecutivos, compreendendo os fornecimentos de maio a novembro.
A Tarifa Horo-sazonal Azul é a modalidade estruturada para aplicação de tarifas diferenciadas de consumo de energia elétrica de acordo com as horas de utilização do dia (ponta e fora de ponta) e os períodos do ano (seco ou úmido), bem como de tarifas diferenciadas de potência demandada de acordo com as horas de utilização do dia.
Figura 7: Modalidade Tarifária Horo-sazonal Azul.
A Tarifa Horo-sazonal Verde é a modalidade estruturada para aplicação de tarifas diferenciadas de consumo de energia elétrica de acordo com as horas de utilização do dia e os períodos do ano, bem como de uma única tarifa de potência.
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Tanto para a Tarifa Horo-sazonal Azul como para a Verde, a partir da publicação da resolução homologatória da revisão tarifária do terceiro ciclo de revisão tarifária periódica (3CRTP), deve ser considerada para o consumo de energia uma tarifa para o posto tarifário ponta (R$/kWh) e uma tarifa para o posto tarifário fora de ponta (R$/kWh). Não existindo mais a diferenciação por período seco e úmido.
A modalidade Azul e a Verde possuem duas tarifas de energia (TE) em R$/kWh, uma para ponta e outra para o período fora de ponta. Mas enquanto a Horo-Sazonal Verde diferencia o período de utilização do dia da tarifa de distribuição (TUSD) através da parte relacionada ao consumo de energia (R$/kWh), a Horo-Sazonal Azul faz na parte relacionada à disponibilidade de potência (R$/kW). O anexo 3 mostra, como exemplo, as tarifas vigentes atualmente para a distribuidora AES ELETROPAULO.
Figura 8: Modalidade Tarifária Horo-sazonal Verde.
As unidades consumidoras são enquadradas nas modalidades tarifárias conforme os seguintes critérios:
I – na modalidade tarifária horária azul, aquelas com tensão de fornecimento igual ou superior a 69 kV (A1, A2 e A3);
II – na modalidade tarifária horária azul ou verde, de acordo com a opção do consumidor, aquelas com tensão de fornecimento inferior a 69 kV (A3a, A4 e AS) e potência contratada igual ou superior a 300 kW; e
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III – na modalidade tarifária convencional binômia, ou horária azul ou verde, de acordo com a opção do consumidor, aquelas com tensão de fornecimento inferior a 69 kV (A3a, A4 e AS) e potência contratada inferior a 300 kW.
Figura 9: Modalidade Tarifária.
Em linhas gerais, a estrutura Convencional é indicada para unidades consumidoras comerciais onde o período de maior utilização da energia elétrica ocorre por volta das 18 às 21 horas. Já a estrutura Horo-sazonal Verde é mais indicada para a unidade consumidora que consegue paralisar suas atividades no horário de ponta, considerando que a tarifa de consumo daquele horário é muito mais cara. A estrutura Horo-sazonal Azul é, normalmente, mais recomendada às unidades consumidoras industriais que tenham dificuldade em diminuir ou paralisar suas atividades no horário de ponta, e, portanto, apresentam um consumo significativo de energia elétrica nesse período, além de apresentarem um elevado grau de eficiência na utilização da potência contratada, ou seja, apresentam um consumo maior por quilowatt de potência.
A alteração de modalidade tarifária deve ser efetuada a pedido do consumidor, desde que a alteração precedente tenha sido anterior aos doze últimos ciclos de faturamento; desde que o pedido seja apresentado em até três ciclos completos de faturamento posteriores à revisão tarifária da distribuidora; ou quando ocorrer alteração na demanda contratada ou na tensão de fornecimento que impliquem em novo enquadramento.
Subgrupo MODALIDADE TARIFÁRIA
Convencional THS Azul THS Verde A1
1.858 de 02/03/2015.
BAIXA TENSÃO
TE (R$/kWh) TUSD (R$/kWh)
B1- Residencial 0,20086 0,17096
B2 - Rural 0,14060 0,11967
B3 - Comercial/Industrial 0,20125 0,17266
MÉDIA E ALTA TENSÃO
Fonte: ((ANEEL) Agência Nacional de Energia Elétrica, 2015)
Tarifa Forma de Rateio Medida
TE
TE - Tarifa de Energia selo R$/MWh
TUSD Transporte
FIO A fatores de perdas de potência e de proporção de fluxo de potência R$/kW
FIO B custo marginal de capacidade exceto custos comerciais: proporcional ao NUC R$/kW TUSD Encargos
TFSEE proporção da receita FIO B R$/MWh
CDE, ONS e PROINFA selo R$/MWh
P&D_EE proporção dos outros componentes da TUSD exceto CDE R$/MWh
TUSD Perdas
Perdas Técnicas fator perdas de energia R$/MWh
Perdas Não Técnicas selo R$/MWh
Notas: NUC=número de unidades consumidoras
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