AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA ANEEL

Texto

(1)

Audiência Pública nº47 Concessão: Bandeirante

(2)

AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA

(3)

PRINCIPAIS

COMPETÊNCIAS

SOMOS RESPONSÁVEIS PELA...

Regulação

Fiscalização

Mediação

Autorização/Outorgas

ATUAMOS PARA...

Oferecer uma

tarifa justa

Estimular

competição

Conciliar os

Interesses

Assegurar a

qualidade

de processos de Geração, Transmissão e Distribuição de

Energia Elétrica

... de modo que o mercado de energia elétrica se desenvolva com equilíbrio entre os agentes e em benefício da sociedade.

(4)

AUDIÊNCIAS

PÚBLICAS

Abrimos nossas portas para a

sociedade...

Antes

de

expedições

de

atos

administrativos (resolução normativa,

revisão

tarifária,

entre

outros)

fazemos

audiências

para

a

(5)

REUNIÕES PÚBLICAS

DA DIRETORIA

Decisões em regime colegiado

Reuniões abertas

ao público e

transmitidas ao vivo pela internet!

Canal no youtube:

https://www.youtube.com/user/aneel

Deliberação dos processos

com base na

análise técnica e jurídica

Ampla Defesa

– recurso com ou sem

(6)

O CAMINHO DA

(7)

126 mil

km de linhas de transmissão

3,5 milhões

de km de redes de distribuição

4.048

usinas, com 136 GW de potência instalada GERAÇÃO (G) TRANSMISSÃO (T) DISTRIBUIÇÃO (D)

(8)

MATRIZ DE PRODUÇÃO DE

ENERGIA ELÉTRICA

(9)

TRANSMISSÃO DE

ENERGIA ELÉTRICA

Sistema Interligado Nacional – SIN

(10)

DISTRIBUIDORAS

CONCESSÕES

63 Distribuidoras de

Energia Elétrica

(RTA-2014)

BANDEIRANTE

Consumidores: 1,7 milhão Mercado: 15,5 mil GWh Receita: R$ 2,8 bilhões Área de Concessão: 8,8 mil km2

Perdas Não Técnicas: 10,4% VALE PARANAPANEMA Consumidores: 172 mil

Mercado: 893 GWh Receita: R$ 238 milhões Área de Concessão: 7,7 mil km2

Perdas Não Técnicas: 0,05% LIGHT

Consumidores: 3,7 milhões Mercado: 28,6 GWh Receita: R$ 6,4 bilhões Área de Concessão: 10,2 mil km2

(11)

CONTA DE

(12)

CUSTOS NAS

TARIFAS

Para atendimento a seus consumidores,

a distribuidora arca com custos de naturezas distintas...

Custos Não Gerenciáveis

• Compra de Energia

• Transmissão de Energia

• Encargos Setoriais

Custos Gerenciáveis (Distribuição)

• Operação e Manutenção (O

&

M)

• Remuneração de Capital

• Quota de Reintegração

Parcela A

(13)

R$40,73 R$3,08 R$17,51 R$14,43 R$24,25 R$0,00 R$5,00 R$10,00 R$15,00 R$20,00 R$25,00 R$30,00 R$35,00 R$40,00 R$45,00 Compra de Energia (Parcela A) Transmissão

(Parcela A) Distribuição(Parcela B) (Parcela A)Encargos Tributos

O QUE COMPÕE O CUSTO DA ENERGIA QUE

CHEGA AOS CONSUMIDORES ?

Contribuição de cada um dos componentes,

em uma conta de luz de R$100,00

• média Brasil 2015

(14)

ENCARGOS E

TRIBUTOS

Sobre a conta de energia incidem:

 tributos, contribuições e encargos

Entre os principais tributos e contribuições,

destacam-se na conta:

PIS -

Contribuição para o Programa de Integração Social

(federal)

COFINS -

Contribuição para Financiamento da Seguridade Social

(federal)

ICMS -

Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços

(estadual)

CIP -

Contribuição de Iluminação Pública

(municipal)

(15)

Além dos tributos, existem os Encargos

relacionados à energia, frutos de política tarifária

PROPOSTA PELO GOVERNO e APROVADA PELO CONGRESSO

Quais são os encargos setoriais e para que servem?

Encargo Setorial

Para que serve?

TFSEE - Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica Prover recursos para o funcionamento da ANEEL ESS - Encargo de Serviços do Sistema

EER - Encargo de Energia de Reserva Cobertura de custos associados à confiabilidade e segurança do sistema

CDE - Conta de Desenvolvimento Energético

Propiciar a competividade das fontes alternativas de energia; prover a universalização do serviço de energia; prover recursos da CCC; subsidiar a tarifa dos consumidores residenciais de baixa renda e setores específicos. Prover recurso para compensar a não adesão à prorrogação de concessões de geração; e prover recursos para quitar operações de crédito relativa as despesas com exposição involuntária e despacho de térmicas em 2014

PROINFA - Programas de Incentivo às Fontes Alternativas Subsidiar as fontes alternativas de energia, em geral mais caras que as fontes convencionais P&D - Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética Promover pesquisas relacionadas à eletricidade e ao uso sustentável dos recursos naturais

ONS - Operador Nacional do Sistema Prover recursos para o funcionamento do ONS

CFURH - Compensação Financeira pelo Uso de Rec. Hídricos Compensar financeiramente o uso da água e terras produtivas para fins de geração de energia elétrica

(16)

Universalizar o atendimento

de energia elétrica

Cobrir os custos de atendimento

aos sistemas isolados (CCC)

CDE Energia (Dec.7945/2013)

exposição involuntária e despacho térmico

CDE Energia – Conta ACR (Dec.8222/2014) exposição involuntária e despacho térmico Viabilizar/incentivar setores específicos (irrigação, cooperativas) Dar descontos para a população de baixa renda

Encargo

CDE

A Conta de Desenvolvimento Energético – CDE provê recursos:

• para uma série de subsídios

(17)

BANDEIRAS

TARIFÁRIAS

O custo da energia varia em função das condições de geração de

eletricidade

Bandeira Verde

 condições favoráveis

 tarifa não sofre acréscimo

Bandeira Amarela

 condições de geração menos favoráveis

 tarifa é acrescida em R$ 2,50 para cada 100 kWh consumidos

Bandeira Vermelha

 condições mais custosas de geração

(18)

REVISÃO

(19)

PROCESSOS TARIFÁRIOS

RTP – RTA - RTE

RTE

RTA

Realizado em média a cada 4 anos

, avalia e define:

o custo eficiente da Distribuição (custo gerenciável)

as metas de qualidade e de perdas de energia

os componentes P

D

e T do Fator X para o ciclo tarifário

Realizado quando há desequilíbrio no contrato de concessão

Revisão Tarifária

Periódica

Reajuste Tarifário

Anual

RTP

Realizado nos anos em que não há revisão

, quando:

repassa-se a variação dos custos não gerenciáveis (G+T+E)

atualiza-se a Parcela B (Distribuição) pelo índice de inflação

(IGPM/IPCA) menos o Fator X

Revisão Tarifária

Extraordinária

(20)

OS CUSTOS DA

DISTRIBUIÇÃO

CUSTOS OPERACIONAIS

Custos regulatórios necessários para operar e manter:

• todo o sistema de Distribuição - redes, linhas e subestações

• todo atendimento comercial ao cliente

INVESTIMENTOS

Recursos reconhecidos como prudentes para:

• expansão do sistema elétrico

• atendimento a novos consumidores

• modernização e substituição de equipamentos

• atualização tecnológica

(21)

FATOR X

P

D

, T e Q

Nos processos de RTA, a Parcela B é corrigida pelo IGP-M menos o

Fator X

:

 (Parcela B . IGP-M) – Fator X

Efeito: quanto maior o Fator X, menor o reajuste

 Trajetória de redução do

custo operacional

 Bandeirante =

- 0,06%

T

 Ganhos médios de

produtividade no setor

 Relação entre receitas

(mercado) e despesas

(custo operacional mais

remuneração do capital)

 Bandeirante =

1,17 %

P

D

 Incentivo à melhoria da

qualidade do serviço

 Relação entre tarifa e

qualidade

 A cada processo será

avaliado se a qualidade

melhorou ou piorou

 Bandeirante =

- 0,33%

(22)

AS

PERDAS

Parte das perdas de energia decorrem do próprio sistema elétrico de distribuição 

perdas técnicas

As demais perdas 

perdas não técnicas

Principais fontes de

perdas não técnicas

:

Erros

de faturamento /

Falta

de medição

Fraudes

nos

medidores

Furtos

*Na revisão tarifária, a ANEEL define as perdas não técnicas e só repassa para as tarifas um nível de perdas regulatório.

(23)

AS

PERDAS NÃO TÉCNICAS

Percentual real de perdas não técnicas da

distribuidora (PNT/BT)

Percentual de perdas não técnicas

que será reconhecido pela ANEEL

na revisão tarifária 2015 (PNT/BT)

17,6%

9,8%

10,4%

Percentual de perdas não técnicas que

foi reconhecido pela ANEEL na revisão

tarifária 2011 (PNT/BT)

(24)

RESULTADOS DA

(25)

EFEITO MÉDIO:

11,65%

(26)

CONSUMIDORES

CLASSES e SUBGRUPOS

CLASSES

SUBGRUPOS

Residencial, industrial, comercial, rural,

poder público, iluminação pública, serviço

público e consumo próprio

B1(Residencial), B2(Rural), B3(Demais Classes),

B4(Iluminação Pública), A2(88-138kV), A3(69kV),

A3a(30-44kV), A4 (2,3-13,8kV)

(27)

EFEITO PARA OS

SUBGRUPOS TARIFÁRIOS

Impacto não é o mesmo para todos os consumidores

Há alterações específicas para cada classe de consumo

Subgrupo Efeito Médio

A1 - 230 kV 8,17%

A2 - 138 kV 10,46%

A3a - 34,5 kV 12,79% A4 - 13,8 kV 10,76% Grupo A (Efeito médio) 12,86% B1 (Baixa Tensão - Residencial e Baixa Renda) 10,76% B2 (Baixa Tensão - Rural) 10,76% B3 (Baixa Tensão - Demais Classes) 10,51% B4 (Baixa Tensão - Residencial e Baixa Renda) 9,28% Grupo B (Efeito médio) 10,64%

(28)

EFEITO B1- Residencial:

10,76%

(29)

EVOLUÇÃO DA

(30)

RESERVATÓRIOS HIDRELÉTRICAS – S/SE/CO

% ENERGIA ARMAZENADA

(31)
(32)

A qualidade de energia é medida por meio de indicadores coletivos que representam:

A média de horas que os consumidores de um determinado

conjunto ficaram sem fornecimento de energia no período de apuração (DEC).

O número de interrupções médio de um determinado conjunto de consumidores no

período de apuração (FEC).

COMO É

MEDIDA

Para cada consumidor, há medição de indicadores individuais de qualidade,

que devem ser informados mensalmente na fatura:

DIC

FIC

DMIC

Quantidade de horas que o consumidor ficou sem energia elétrica. Quantidade de interrupções que o consumidor experimentou no período de apuração.

Indica o número de horas da maior interrupção

experimentada pelo consumidor no período

(33)

COMO VER NA

CONTA DE ENERGIA

A conta de energia apresenta

os indicadores DIC, FIC, DMIC

(34)

EVOLUÇÃO DOS

INDICADORES

BANDEIRANTE DEC

Histórico de apuração e propostas de limite de DEC-BANDEIRANTE

As barras indicam os valores apurados (no caso, quantidade de horas no ano que os consumidores ficaram sem energia); As linhas em azul mais claro indicam os novos valores de meta – os limites aceitáveis de qualidade de energia elétrica; As linhas em azul mais escuro mostram o valor aceitável (meta definida pela ANEEL) para os anos passados.

(35)

EVOLUÇÃO DOS

INDICADORES

BANDEIRANTE FEC

Histórico de apuração e propostas de limite de FEC-BANDEIRANTE

As barras indicam os valores apurados (no caso, quantidade a quantidade de interrupções no ano que os consumidores ficaram sem energia); As linhas em verde claro os novos valores de meta – os limites aceitáveis de qualidade de energia elétrica;

(36)

RANKING

NACIONAL DE QUALIDADE

Posição Empresa Região Posição Empresa Região

1º CPFL SANTA CRUZ SE 19º ESE NE 2º COELCE NE 20º CELESC-DIS S 3º CEMAR NE 21º CEMAT (1) CO 4º EMG SE 22º COELBA NE 5º CPFL-PAULISTA SE 22º COPEL-DIS S 6º EPB NE 24º AES-SUL S BANDEIRANTE SE 25º RGE S 7º CEMIG-D SE 26º CERON (1) N 7º CPFL-PIRATININGA SE 27º CELPE NE 7º ELEKTRO SE 28º CELPA (1) N 11º CELTINS N 28º LIGHT SE 11º ENERSUL CO 30º CEB-DIS CO 13º EEB SE 31º CEPISA (2) NE 14º ELETROPAULO SE 32º AMPLA SE 15º AME (1) N 33º CEEE-D S 15º ESCELSA SE 34º CEA (1) N 17º COSERN NE 35º CEAL NE 18º CAIUÁ-D SE 36º CELG-D CO

(1) - distribuidoras que suprem cargas localizadas em sistemas elétricos isolados – não conectados ao SIN. (2) - distribuidoras com processo de coleta e apurados dos indicadores de continuidade não certificado.

(37)

REVISÃO TARIFÁRIA

RESUMO

Efeito Médio:

11,65%

Grupo A:

12,86%

Grupo B:

10,64%

Fator X

P

D

:

1,17%

T :

- 0,06

%

MIQ:

- 0,33

%

Perdas

Técnicas:

4,45%

Não Técnicas:

9,77%

Qualidade (2016 a 2019)

DEC:

8,61

/

8,41

/

7,95

/

7,69

FEC:

7,15

/

6,59

/

6,25

/

6,05

(38)

PRÓXIMAS

ETAPAS

Reunião

Diretoria

(deliberação do processo)

Envio de

Contribuições

(prazo máximo)

Revisão

Tarifária (aplicação das novas tarifas)

31

AGOSTO

20

OUTUBRO

23

OUTUBRO

(39)

SGAN 603 Módulo J Brasília DF

CEP: 70830-110

CNPJ: 02.270.669/0001-29

Telefone Geral: 0 XX 61 2192 8600

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Referências

temas relacionados :