XX SNPTEE SEMINÁRIO NACIONAL DE PRODUÇÃO E TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA

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(*) Caixa Postal 1026 – CEP 37.505-970 Itajubá, Minas Gerais – Brasil

Tel: (+55 35) 9182-1200 – Email: paulo@trconsultoria.com - web site: www.trconsultoria.com DE PRODUÇÃO E TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA GCR.26 22 a 25 Novembro de 2009 Recife - PE GRUPO - IV

GRUPO DE ESTUDO DE COMERCIALIZAÇÃO - GCR

VANTAGEM COMPETITIVA ENTRE A TUST PRATICADA NA REDE BÁSICA E A TARIFA DE TRANSMISSÃO (REDE BÁSICA E FRONTEIRA) PRATICADA NA CONCESSÃO DE DISTRIBUIÇÃO

PAULO EDUARDO STEELE SANTOS (*) LEANDRO DE LIMA GALVÃO HELDER W. AMADE SOUSA TR CONSULTORIA TR CONSULTORIA TR CONSULTORIA

RESUMO

Este artigo descreve como o mecanismo de cálculo das tarifas de aplicação das unidades consumidoras conectadas nos sistemas de distribuição pode inserir um descolamento econômico entre as tarifas praticadas na rede básica e as tarifas utilizadas nos sistemas de distribuição. Para ilustrar os argumentos serão utilizados dados de processos de revisão tarifária realizados em 2008 que mostram que tais distorções têm origem no procedimento de reconciliação da receita regulatória da distribuição e em nuances da regulamentação do sinal horário. Finalmente, é apresentada uma metodologia alternativa que permite comparar e medir o impacto das diferentes tarifas nas faturas das unidades consumidoras.

PALAVRAS-CHAVE

TUST, Tarifa de Fornecimento, Rede Básica, Receita Regulatória, Competitividade 1.0 - INTRODUÇÃO

As diferenças metodológicas para o cálculo das tarifas de uso dos sistemas de transmissão e das tarifas de uso dos sistemas de distribuição são conhecidas e bem regulamentadas. Também são conhecidos os problemas comerciais gerados pelas diferenças entre os valores dos custos de transporte nos sistemas de alta tensão, sobretudo nas redes de 138 kV. No intuito de atenuar as diferenças entre as tarifas locacionais do método nodal e as tarifas “post-stamp” utilizadas para as redes de distribuição, algumas propostas têm sido debatidas.

Anualmente são estabelecidos para as distribuidoras montantes de uso dos sistemas de transmissão, cujos valores são convertidos em tarifas de aplicação para o próximo período tarifário de cada distribuidora. Espera-se que estas tarifas, uma vez aplicadas aos mercados de referência de cada empresa, resultem na receita econômica regulatória. Entretanto essas receitas quase nunca convergem e, logo, é necessário criar um procedimento de conciliação de receita.

Este artigo mostra que estas diferenças não são apenas oriundas da divergência dos métodos locacionais e selo, mas são influenciadas pelo procedimento de reconciliação de receita que serve ao regulador para estabelecer as tarifas de aplicação para as concessões de distribuição. Como exemplo do impacto desse procedimento, nas revisões tarifárias de 2008 diversos reposicionamentos tiveram índices próximos a zero ou negativos, porém o aumento das componentes de potência das tarifas para as unidades consumidoras em alta tensão chegou a superar 30%.

Deve-se observar a complexidade do contexto em que se encontra a reconciliação de receita. A reconciliação de receitas não tem uma regulamentação detalhada própria e o precedimento adotado pelo regulador sofreu diversas mudanças após 2007. Até então a ANEEL alocava as diferenças de receita na componente de energia das tarifas de fornecimento. Como as tarifas de energia funcionam como o elemento de reconciliação de receita, esse

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procedimento acabava distorcendo o sinal econômico das tarifas de energia.

A partir de 2008, no intuito de resolver este problema, a ANEEL passou a utilizar também a componente de potência das tarifas de aplicação para realizar o “ajuste” das diferenças de receitas. Desta forma, o órgão regulador eliminou a distorção inicial mas não eliminou a causa do problema. A conseqüência desta manobra foi a redução do valor unitário da componente de energia das tarifas de fornecimento compensada pela elevação acentuada das componentes de potência das tarifas de aplicação para as unidades consumidoras conectadas em alta tensão.

Este artigo descreve como o mecanismo de cálculo das tarifas de aplicação das unidades consumidoras conectadas nos sistemas de distribuição pode inserir um descolamento econômico entre as tarifas praticadas na rede básica e as tarifas utilizadas nos sistemas de distribuição.

O artigo está organizado em quatro etapas. Primeiramente, será abordado o problema da reconciliação de receita, o procedimento empregado no Brasil até 2007 e suas implicações sobre a tarifa de transporte de energia elétrica. Na segunda etapa será apresentada a solução adotada pelo regulador a partir de 2008, incluindo uma estimativa dos impactos de tais medidas sob a ótica do consumidor. Na terceira etapa, utilizando dois casos reais, será demonstrado que as diferenças entre as tarifas associadas aos custos de transmissão não se originam unicamente nos métodos em si (nodal e “post-stamp”), sendo as mesmas potencializadas pelos procedimentos de cálculos das tarifas de aplicação.

Finalmente será descrita uma possibilidade exeqüível para solucionar este problema. Também serão apresentadas as possíveis tarifas resultantes da utilização desta alternativa metodológica como forma de eliminar a atual vantagem competitiva entre a TUST praticada na rede básica e a Tarifa de Transmissão (Rede Básica e Fronteira) praticada na concessão de distribuição.

2.0 - RECONCILIAÇÃO DE RECEITA NO BRASIL

O processo de cálculo de tarifas pode ser separado em duas fases. A primeira fase quantifica as tarifas de referência a partir de critéiros técnicos e econômicos. Os critéiros técnicos usualmente envolvem questões de otimização de capacidade, hábitos de consumo, sazonalidade da demanda e restrições de transporte. Os critérios econômicos estabelecem as diretrizes de eficiência e maximização dos recursos disponíveis. Neste sentido as tarifas são providas de sinais econômicos que induzem à racionalidade na utilização dos serviços e produtos ofertados.

A segunda fase transforma as tarifas de referência em tarifas de aplicação (1). Também visa estabelecer tarifas que atinjam os propósitos técnicos e econômicos quantificados na primeira fase e que também leve em conta restrições políticas e sociais, tais como subsídios, sinais horários e etc. Entre as diversas etapas da segunda fase, encontra-se a reconciliação de receita que responde ao pressuposto regulatório de que as tarifas praticadas devem restituir um equilíbrio econômico-financeiro pré-definido (2). A ANEEL realiza a reconciliação de receita na atividade de distribuição utilizando um método multiplicativo.

No Brasil, as tarifas de aplicação são calculadas para cada elemento de custo que define a receita regulatória. Assim, são estalecidas tarifas associadas aos custos de transporte, aos encargos setoriais, ao custo com aquisição de energia elétrica, etc. Cada tarifa aplicada ao mercado de referência da distribuidora deve ser capaz de gerar as receitas dos elementos de custos estabelecidos nos processo de reajuste ou revisão tarifária (receitas regulatórias). Normalmente o mercado de referência utilizado (potência, kW, e energia, MWh) é o mercado faturado nos 12 meses anteriores a definição da receita regulatória.

Havendo diferença entre as receitas esperadas e as receitas regulatórias, é estabelecido um fator de ajuste multiplicativo. Esse fator de ajuste nada mais é do que a razão entre a receita esperada e a receita regulatória do elemento de despesa. O fator de ajuste é então multiplicado pelas tarifas de referência em questão, realizando assim a reconciliação de receita para o elemento de custo.

O método descrito anteriormente nem sempre foi empregado no Brasil. Até 2007, a reconciliação de receita de todos os elementos de custo era realizada pelas tarifas associadas ao custo com aquisição de energia elétrica. Assim, se a aplicação das tarifas de referência associadas aos custos de rede básica não resultasse na receita regulatória anual estabelecida no processo de reajuste ou revisão, as diferenças eram compensadas com a elevação ou redução do componente de energia da tarifa de fornecimento.

No caso das tarifas associadas ao transporte na transmissão, as tarifas de referência eram consideradas como as próprias tarifas de rede básica e de fronteira calculadas pelo programa nodal. Como essas tarifas de referência destes elementos de custo não eram ajustadas, os valores finais destas componentes não se alteravam durante o processo de reconciliação de receita. Como os custos de transmissão eram recuperados em parte pelas tarifas de energia, resolvia-se o problema de recuperação da receita regulada, mas pode-se afirmar que de certa forma o

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processo de abertura e realinhamento tarifário ficou comprometido1.

A partir de 2008, no intuito de corrigir o processo de abertura e realinhamento tarifário, as tarifas de energia deixaram de ser utilizadas como único elemento de ajuste dentro do processo de reconciliação de receita. Adotou-se o método multiplicativo que, conforme descrito anteriormente, estabelece um fator de ajuste para cada tarifa associada ao seu elemento de custo em questão. Neste momento a tarifa de energia deixou de ser a única tarifa de referência ajustada durante o processo de reconciliação de receita.

Esse procedimento corrigiu o processo de abertura tarifária, porém, modificou acentuadamente a estrutura vertical das tarifas. Isso levantou uma nova questão associada às tarifas de transmissão. Se os montantes devidos pela distribuidora pelo uso dos sistemas de transmissão são calculados considerando as tarifas de rede básica, as tarifas de fronteira e as demandas máximas verificadas nos pontos de conexão, por que estas mesmas tarifas aplicadas ao mercado de referência não resultavam em receitas esperadas próximas dos montantes de uso de transmissão devidos pela distribuidora?

3.0 - A ORIGEM DAS DIFERENÇAS

Deve-se entender como é estimado o custo regulatório do transporte para o distribuidor e como este custo é recuperado pelo mesmo através do processo da fatura de fornecimento.

Primeiramente, os montantes anuais devidos pela distribuidora pelo uso dos sistemas de transmissão são calculados considerando as tarifas de rede básica, as tarifas de fronteira e as demandas máximas contratadas e verificadas nos pontos de conexão da distribuidora com a rede básica.

Um ponto crítico deste processo são os Montantes de Uso dos Sistemas de Transmissão (MUST) contratados. Para o cálculo das tarifas de rede básica e fronteira, a carga na ponta do sistema de transmissão é obtida através da média dos MUST contratados por cada usuário em cada ano do ciclo tarifário, sendo que a carga fora de ponta não é contabilizada e nem representada nos casos bases para cálculo da TUST (3).

A Resolução ANEEL nº 281, de 1º de outubro de 1999, estabelece que o MUST deve ser contratado por ponto de conexão, devendo corresponder aos montantes máximos de potência demandados, e que a concessionária e a permissionária ficam sujeitas ao pagamento de multa correspondente a três vezes a Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) caso a demanda verificada no ponto de conexão ultrapasse o limite de 5% do MUST contratado.

Segundo a ANEEL, as dificuldades inerentes à realização das previsões de demanda nos pontos de conexão e a imposição de penalidades pela ultrapassagem das demandas contratadas, aliadas ao fato de que os custos relativos à TUST dos pontos de conexão são integralmente repassados às tarifas induzem as concessionárias de distribuição a contratarem, em alguns dos pontos, valores excessivamente elevados de MUST (6).

Essa estratégia das distribuidoras por si só já induz a um ajuste nas tarifas de referência. Se os montantes máximos de potência contratada são maiores que os montantes máximos de potência esperada nas conexões, as tarifas de referência serão necessariamente ajustadas para equilibrar as receitas esperadas e as receitas regulatórias.

Em segundo lugar, as faturas para as unidades consumidoras conectadas nos sistemas de distribuição são calculadas considerando as tarifas de rede básica e fronteira ajustadas para a distribuidora conforme descrito anteriormente. Então, as tarifas ajustadas são aplicadas às demandas máximas contratadas e verificadas nos pontos de conexão da carga do consumidor com a distribuidora.

As tarifas de aplicação das concessões de distribuição são horo-sazonais para as unidades consumidoras do Grupo A e monômias em energia para as unidades consumidoras conectadas em Baixa Tensão. Desta forma são estabelecidos postos tarifários para o faturamento das tarifas horo-sazonais com o intuito de sinalizar para as cargas os períodos de ociosidade e congestionamento dos sistemas de distribuição. Neste sentido, no caso de haver dois postos tarifários, maior carregamento (ponta) e menor carregamento (fora de ponta), o posto tarifário ponta deve ser definido para o período de tempo em que os sistemas de distribuição encontram-se operando na capacidade limite de transporte.

O mecanismo de cálculo das tarifas de referência dos sistemas de distribuição pode ser utilizado para estabelecer curvas de custos horárias2_{indicativas dos períodos em questão (7). O estabelecimento dos postos tarifários, em} observância às curvas de custos por nível de tensão, reflete os montantes máximos de potência esperada nas conexões. Cabe destacar que estas curvas de custo consideram a diversidade3 entre as potências máximas das

1

O comprometimento aqui diz respeito ao estabelecimento de componentes tarifarias fiéis aos custos efetivos em questão.

2_{Essas curvas de custos horárias são estabelecidas por nível de tensão, podendo também ser calculadas por classe de consumo em cada nível}

de tensão. 3

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unidades consumidoras e as potências máximas dos sistemas.

Assim, os montantes máximos de potência esperada nas conexões utilizadas para a definição da MUST deve estar diretamente relacionados aos períodos de maior carregamento dos sistemas de distribuição. Então, se essa hipótese é válida, as potências máximas verificadas nos postos tarifários, a partir da utilização dos perfis de carga, refletem apropriadamente o carregamento das redes. Porém, os carregamentos raramente coincidem e torna-se necessário proceder o ajuste no sentido de igualar o custo à receita regulatória. Logo, quanto maior for o ajuste das tarifas maior será o descolamento econômico entre as tarifas praticadas na rede básica e as tarifas utilizadas nos sistemas de distribuição.

4.0 - AS REVISÕES TARIFÁRIAS EM 2008

Em 2008, alguns processos de revisão tarifária surpreenderam ao elevarem em até 30% as componentes de potência das tarifas de aplicação para as unidades consumidoras em alta tensão, mesmo quando em algumas dessas revisões os índices de reposicionamento tarifário ficaram próximos de zero ou até mesmo negativos. Tal contra-senso causou amplo debate sobre as causas desse fenômeno e o papel da estrutura tarifária na regulação econômica.

O aumento das tarifas para os consumidores de alta tensão pode ser explicado em sua maior parte pelas variações de três componentes4 integrantes das tarifas finais:

• TUSTRB (componente nº 1); • TUSTFR (componente nº 2);

• Tarifas de Distribuição (componente nº 6);

As variações ocorridas entre 2007 e 2008 nestas componentes devem-se em parte ao fato de algumas concessionárias terem redefinido o posto tarifário ponta. Como estabelece o inciso XVII, item c e d, do art. 2º da Resolução 456/00, cabe às concessionárias a definição dos horários de ponta de acordo com as características de seus sistemas elétricos. A modificação dos postos tarifários, quando necessária, é fundamental para o estabelecimento de sinais econômicos aderentes à realidade de custos da empresa. Contudo, o mecanismo de cálculo de tarifas precisa ser capaz de prever e lidar com as implicações de tais modificações.

Conforme previsto na Resolução nº 166, de 10 de outubro de 2005, o cálculo das componentes tarifárias TUSTRB e TUSTFR relativas ao uso da Rede Básica é obtido da seguinte forma:

*

i i p

MUST TUST

MRD

∑

_{Equação 1} Onde:

i

É o ponto de acesso à rede básica;

i

MUST

É o montante em kW contratado para o uso da rede básica no ponto de acesso “i”, no _{horário de ponta;}

i

TUST

É a tarifa de uso dos sistemas de transmissão em R$/kW paga pela concessionária de distribuição pelo uso da rede básica no ponto “i”, horário de ponta, a qual poderá ser TUSTRB ou TUSTFR definida nas resoluções específicas de tarifas de transmissão;

p

MRD

Mercado de Referência5

da concessionária no horário de ponta.

Pode-se observar que na Equação 1, o MUSTi representa as previsões de demanda nos pontos de conexão e portanto, reflete uma expectativa da soma das potências demandadas simultaneamente por diversos consumidores no horário de ponta. Já o MRDp representa as potências faturadas no posto tarifário ponta, ou seja, é reflexo de hábitos de consumo verificados. Como não são consideradas as demandas de ultrapassagem para o estabelecimento do mercado de referência, os valores de potência contratados devem se aproximar dos valores

máximas das cargas em relação às potências máximas das redes. 4

Atualmente as tarifas de aplicação podem ser decompostas em 25 componentes. 5

Mercado de Referência de Demanda: composto pela quantidade de demanda de potência faturada para o atendimento a consumidores cativos, consumidores livres, autoprodutores, geradores, outras concessionárias ou permissionárias de distribuição de energia elétrica, nos 12 (doze) meses que antecedem a data do reajuste em processamento, não considerando a quantidade de demanda faturada por ultrapassagem do valor contratado.

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de potência faturados.

Cabe destacar que, como nem todas as unidades consumidoras conectadas nos sistemas de distribuição estão sujeitas a um faturamento sobre a capacidade com dois postos tarifários, a quantificação do MRDp fica

comprometida. Isso ocorre porque para os casos em que não há o faturamento de capacidade no posto tarifário ponta, deverá ser utilizado um critério de cálculo para tentar estimar estes valores de potência de forma aproximada.

O cálculo das componentes tarifárias TUSTRB e TUSTFR relativo ao uso da Rede Básica, conforme descrito na Equação 1, considera que o posto tarifário ponta representa efetivamente os períodos de maior carregamento dos sistemas de distribuição. Também parte do pressuposto que o mercado de referência reflete os sinais de preços utilizados.

Havendo a necessidade de modificação dos postos tarifários, o mercado faturado não mais refletirá os hábitos de consumo esperados das unidades consumidoras. O mercado de referência carrega as informações de faturamento dos postos tarifários vigentes e, ao se modificar os postos tarifários, ocorrerá uma ruptura entre o mercado realizado e o mercado esperado. Afinal de contas, sendo outros os postos tarifários, certamente serão outras as demandas máximas que serão verificadas no futuro.

Como o atual mecanismo de cálculo de tarifas não é capaz de lidar com esse tipo modificação, mesmo havendo uma alteração dos postos tarifários, a reconciliação de receita será realizada com um mercado de referência que passa a ser incapaz de representar o mercado esperado para a concessão de distribuição.

Para ilustrar o efeito da modificação dos postos tarifários no cálculo das tarifas de aplicação, foram realizadas duas simulações de cálculo de tarifas com os dados disponibilizados pela ANEEL nas audiências públicas realizadas em 2008 de duas concessionárias de distribuição.

4.1 Análise Revisão Tarifária Concessionária “A”

Os elementos de custo de transporte de energia elétrica para a concessionária “A” foram estimados em: Rede Básica (NT 041/2008 SRT/ANEEL) - R$ 301.073.543,00; Rede Básica Fronteira (NT 041/2008 SRT/ANEEL) - R$ 35.836.062,00.

As tarifas de transmissão previstas na Resolução nº 671, de 26 de junho de 2008: Tabela 1 – TUST Média Concessionária Res. nº 671/2008

Tarifa em R$/kW.mês Concessionária Rede Básica _(TUST-RB) _{(TUST –FR)}Fronteira

“A” 5,292 0,809

A receita esperada para a Rede Básica obtida com as TUST médias e o mercado de referência era de: Rede Básica - R$ 241.785.674,00; Rede Básica Fronteira - R$ 36.962.322,00.

Os fatores de ajuste calculados para cada elemento de custo neste caso foi de cerca de 1,25 para a Rede Básica e 0,97 para Rede Básica Fronteira.

Tabela 2 – Componentes tarifárias relativas ao uso da Rede Básica Tarifa em R$/kW.mês

Concessionária Rede Básica _(TUST-RB) _{(TUST –FR)}Fronteira

“A” 6,615 0,785

4.2 Análise Revisão Tarifária Concessionária “B”

Os elementos de custo de transporte de energia elétrica para a concessionária “B” foram estimados em: Rede Básica (NT 033/2008 SRT/ANEEL) - R$ 314.038.776,00; Rede Básica Fronteira (NT 033/2008 SRT/ANEEL) - R$ 64.512.244,00.

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Tabela 3 – TUST Média Concessionária Res. nº 427/2007 Tarifa em R$/kW.mês

“B” 4,227 0,846

A receita esperada para a Rede Básica obtida com as TUST médias e o mercado de referência era de: Rede Básica - R$ 241.715.081,00; Rede Básica Fronteira - R$ 48.377.326,00.

Tabela 4 – Componentes tarifárias relativas ao uso da Rede Básica Tarifa em R$/kW.mês

“B” 5,491 1,125

Nos dois casos analisados, a unidade consumidora está sujeita a um sinal de preços distorcido para esses elementos de custo. Essa sinalização estabelece uma vantagem artificial entre as tarifas associadas aos custos com transporte de energia na rede básica, ou seja, o sinal de preços assim estabelecido, sugere ao usuário do sistema de distribuição que a conexão direta no sistema transmissão resultaria em uma redução de 25% a 30% no custo de transporte com a rede básica.

5.0 - UMA PROPOSTA ALTERNATIVA DE CÁLCULO

O problema descrito no item anterior pode ser solucionado se forem considerados dois aspectos: o primeiro diz respeito aos postos tarifários que efetivamente sinalizam às cargas os períodos de ociosidade e congestionamento dos sistemas de distribuição. Conforme apontado no item 3, o mecanismo de cálculo das tarifas de referência dos sistemas de distribuição pode ser utilizado para estabelecer curvas de custos horárias6_{, por nível} de tensão, que reflitam os montantes máximos de potência esperados nas conexões. Estas curvas sinalizam a quantidade e a duração ideal de cada posto tarifário em cada nível de tensão (7).

A Figura 1 ilustra uma curva de custos horária calculada para o nível de tensão de 138 kV para a concessionária “A”:

Figura 1 – Curva de Custo 138 kV

A regulamentação vigente no Brasil estabelece que o posto tarifário ponta deve ser o mesmo para todos os níveis de tensão e deve ser estabelecido pelas concessionárias7 em um intervalo exato de três horas consecutivas. Essa regulamentação inviabiliza o cálculo de tarifas que representem o efetivo carregamento do sistema de distribuição.

6

Essas curvas de custos horárias são estabelecidas por nível de tensão, podendo também ser calculadas por classe de consumo em cada nível de tensão.

7

O inciso XVII, item c e d, do art. 2º da Resolução 456/00, cabe às concessionárias a definição do horários de ponta de acordo com as características de seus sistemas elétricos.

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As curvas de custo mostram que para cada nível de tensão os postos tarifários ponta podem ser caracterizados por diferentes intervalos de tempo e não necessariamente coincidentes. Os horários apropriados para o estabelecimento de um posto tarifário associado ao carregamento seriam agrupados pelo destaque circular. A Figura 2 ilustra uma curva de custos horária calculada para os sistemas de Baixa Tensão para a concessionária “A”:

Figura 2 – Curva de Custo para BT

O segundo aspecto diz respeito ao uso do mercado de referência utilizado para a reconciliação de receita. Apesar de ser aceito em outros países que os perfis de carga típicos podem ser utilizados para a previsão ou estimativa da receita de uma distribuidora (8), no Brasil essa prática não é adotada.

Conforme abordado no item 4, a modificação dos postos tarifários causa uma ruptura entre o mercado realizado e o mercado esperado. Neste caso, o melhor estimador do mercado físico (potência, kW, e energia, MWh) esperado deixa de ser o mercado realizado, passando para estimativas obtidas a partir dos próprios perfis de carga típicos de cada concessionária.

Neste contexto, o grau de aderência dos perfis de carga típicos aos hábitos torna-se um elemento chave para a estimação apurada de cada mercado. Fatores como sazonalidades de consumo, caracterização de dias úteis ou não, elasticidade-preço e elasticidade-renda, devem também ser considerados.

A adoção dos perfis de carga típicos, além de permitir a quantificação das potências máximas para os novos postos tarifários, também permite quantificar essas potências para todos os níveis de tensão, independentemente das modalidades tarifárias às quais as unidades consumidoras estão submetidas.

5.1 Resultados possíveis 2008 para a concessionária “A”

A receita esperada para a Rede Básica obtida com as TUST médias e o mercado de referência, considerando os perfis de carga típicos e os novos postos tarifários foi de: Rede Básica - R$ 305.837.993,84; Rede Básica Fronteira - R$ 46.754.145,32.

Tabela 5 – Tarifas relativas à Rede Básica concessionária “A” Tarifa em R$/kW.mês

Componentes Tarifárias Tarifa em R$/kW.mês Res. nº 671/2008 Concessionária Rede Básica _(TUST-RB) _{(TUST –FR)}Fronteira Rede Básica _(TUST-RB) _{(TUST –FR)}Fronteira

“A” 5,186 0,602 5,292 0,809

5.2 Resultados possíveis 2008 para a concessionária “B”

A receita esperada para a Rede Básica obtida com as TUST médias e o mercado de referência, considerando os perfis de carga típicos e os novos postos tarifários foi de: Rede Básica - R$ 312.883.847,76; Rede Básica Fronteira - R$ 59.323.270,61.

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Tabela 6 – Tarifas relativas à Rede Básica concessionária “B” Tarifa em R$/kW.mês

Componentes Tarifárias Tarifa em R$/kW.mês Res. nº 427/2007 Concessionária Rede Básica _(TUST-RB) _{(TUST –FR)}Fronteira Rede Básica _(TUST-RB) _{(TUST –FR)}Fronteira

“B” 4,243 0,957 4,227 0,846

Nos dois casos analisados com o método proposto, a unidade consumidora estaria submetida a um sinal de preços mais aderente ao custo efetivo de transmissão indicado pelas tarifas nodais.

6.0 - CONCLUSÃO

Este artigo descreve uma solução alternativa para o cálculo das tarifas de aplicação que minimiza as distorções causadas pelo procedimento usual de reconciliação de receita utilizando o mercado de referência faturado. O método apresentado adota perfis de carga típicos para quantificar as potências máximas esperadas do mercado no caso do estabelecimento ou não de novos postos tarifários. Também permite quantificar essas potências para todos os níveis de tensão, independentemente das modalidades tarifárias às quais as unidades consumidoras estão submetidas. Os resultados obtidos sugerem que o método que induz a atual vantagem competitiva artificial entre as tarifas associadas aos custos com transporte de energia na rede básica, de 25% a 30%, pode ser modificado, eliminando assim essa distorção entre os preços.

A adoção de novos postos tarifários representativos dos períodos de maior e menor carregamento também deixa de ser um elemento complicador do processo e passa a atuar como um mecanismo de indução a utilização racional dos sistemas existentes de distribuição e transmissão.

7.0 - REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS

(1) Nova Tarifa de Energia Elétrica;Metodologia e aplicação, DNAEE, 1985.

(2) Balho H. Kim, Martin L. Baughman, The Economic Efficiency Impacts of Alternatives for Revenue Reconciliation , IEEE Trans. Power Syst., vol. 12, nº.3, August, 1997.

(3) Nota Técnica – Orientação para a Simulação de Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão, Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS, outubro de 2005.

(4) Nota Técnica n.º 339/2008-SRE/ANEEL ,novembro de 2008. (5) Nota Técnica n.º 33/2008-SRE/ANEEL, janeiro de 2008.

(6) Chamada nº. 007/2008 Projeto Estratégico: “Metodologia para Determinação de Estratégia Ótima de Contratação do MUST”, outubro de 2008.

(7) Santos, Paulo E. Steele (et al). Proposta de Aprimoramento dos Procedimentos de Cálculo das Tarifas de Uso dos sistemas de Distribuição, no. 339, XVIII Seminário Nacional de Distribuição de Energia Elétrica, Recife, Brasil, outubro, 2008.

(8) Mitcheell, Bridger M (et al), Peak-Load Pricing European Lessons for U.S. Energy Policy, Ballinger Publishing Company, 1978.

8.0 - DADOS BIOGRÁFICOS Paulo Eduardo Steele Santos

Nascido em Tupã, SP em 11 de março de 1970.

Engenheiro Eletricista (UNIFEI, 1996), M. Sc (UNIFEI, 2000), D.Sc (UNIFEI, 2008). Empresa TR Consultoria Ltda.

Trabalhou por cerca de 5 anos na ANEEL nas Superintendências de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD e Regulação Econômica – SRE. Como sócio da TR Consultoria desde 2003 e membro do CEME - Centro de Estudos em Mercados de Eletricidade (UNIFEI), tem prestado consultorias nas áreas de regulação econômica, análise e cálculo tarifário para grandes consumidores e diversos agentes do setor elétrico.

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