Audiência Pública nº47 Concessão: Bandeirante
AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA
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.
AUDIÊNCIAS
PÚBLICAS
Abrimos nossas portas para a
sociedade...
Antes
de
expedições
de
atos
administrativos (resolução normativa,
revisão
tarifária,
entre
outros)
fazemos
audiências
para
a
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
O CAMINHO DA
126 mil
km de linhas de transmissão3,5 milhões
de km de redes de distribuição4.048
usinas, com 136 GW de potência instalada GERAÇÃO (G) TRANSMISSÃO (T) DISTRIBUIÇÃO (D)MATRIZ DE PRODUÇÃO DE
ENERGIA ELÉTRICA
TRANSMISSÃO DE
ENERGIA ELÉTRICA
Sistema Interligado Nacional – SIN
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
CONTA DE
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
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
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)
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
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
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
REVISÃO
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
De 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
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
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%
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.
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)
RESULTADOS DA
EFEITO MÉDIO:
11,65%
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)
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%
EFEITO B1- Residencial:
10,76%
EVOLUÇÃO DA
RESERVATÓRIOS HIDRELÉTRICAS – S/SE/CO
% ENERGIA ARMAZENADA
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
COMO VER NA
CONTA DE ENERGIA
A conta de energia apresenta
os indicadores DIC, FIC, DMIC
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.
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;
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 7º 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.
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
PRÓXIMAS
ETAPAS
Reunião
Diretoria
(deliberação do processo)
Envio de
Contribuições
(prazo máximo)
Revisão
Tarifária (aplicação das novas tarifas)
31
AGOSTO20
OUTUBRO23
OUTUBROSGAN 603 Módulo J Brasília DF
CEP: 70830-110
CNPJ: 02.270.669/0001-29
Telefone Geral: 0 XX 61 2192 8600