Comercialização de Energia – ACL e ACR

Capítulo 3 – Mercado, Tarifas e Preços

Prof. Alvaro Augusto W. de Almeida

Universidade Tecnológica Federal do Paraná

Departamento Acadêmico de Eletrotécnica

alvaroaugusto@utfpr.edu.br

Contabilização na CCEE

• Todos os agentes da CCEE (geradores, comercializadoras e consumidores) submetem mensalmente seus contratos de compra e venda para registro na CCEE.

• A CCEE faz então um encontro de contas entre os contratos de compra e venda e os montantes gerados e consumidos.

• Objetivo: equilibrar o mercado.

Liquidação na CCEE

• A CCEE não reconhece os preços dos contratos de compra e venda, apenas os montantes.

• Como dificilmente os montantes contratados são iguais aos realizados, o resultado é uma diferença (sobra ou déficit).

• A CCEE é o mercado onde essas diferenças são liquidadas de maneira multilateral.

Liquidação: Situação 1

Liquidação: Situação 2

Comercializador Varejista

Fonte: O autor

Preços e Tarifas

• Preços:

• Fornecedores autorizados de energia elétrica (geradores e comercializadores).

• Negociados livremente entre as partes.

• Tarifas:

• Prestadoras de serviços públicos de transmissão e distribuição de energia elétrica.

• Reguladas pela ANEEL.

Custo Marginal de Operação (CMO)

• Em economia o custo marginal representa a mudança no custo total quando a quantidade produzida é aumentada de uma unidade.

• Em mercados de energia mais desenvolvidos, em geral maciçamente termelétricos, o CMO é o custo da próxima usina a ser despachada.

• Os preços de energia no mercado são então baseados no CMO, calculado pela livre interação entre oferta e demanda.

• Os preços podem variar diariamente, a cada hora, a cada meia hora, a cada quinze minutos, etc., dependendo do modelo adotado em cada país.

• No Brasil o CMO é calculado computacionalmente por subsistema, semanalmente e em três patamares: leve, médio e pesado.

• O valor mínimo do CMO é zero e o máximo é o custo do déficit (existem quatro patamares de custo do déficit, de 5% a 20% de corte).

CMO Semanal – SE/CO (R$/MWh)

Fonte: ONS

CMO Semanal – Sul (R$/MWh)

Fonte: ONS

CMO Semanal – Norte (R$/MWh)

Fonte: ONS

CMO Semanal – Nordeste (R$/MWh)

Fonte: ONS

CMO Semanal – Comparação (R$/MWh)

Fonte: ONS

Oferta e Demanda

• A Lei da Oferta e Demanda descreve o comportamento predominante dos consumidores na aquisição de bens e serviços em determinados períodos, em função de quantidades e preços.

• Nos períodos em que a demandapor um determinado produto excede muito à procura, seu preço tende a cair.

• Nos períodos em que a demanda passa a superar a oferta, a tendên-cia é o aumento do preço.

Fonte: O autor

Funções Custo Futuro e Custo Presente

• FCF: atende à carga com térmicas. Custo presente é elevado. Custo futuro é baixo.

• FCP: atende à carga com hidráulicas. Custo presente é baixo. Custo futuro é elevado.

Fonte: O autor

CMO no Brasil

• No Brasil, devido à diversidade hidrológica e ao risco hidrológico, decidiu-se, desde o Projeto RE/SEB, que o CMO continuaria a ser calculado por uma cadeia de modelos computacionais:

Onde Obter o CMO

• O CMO é calculado semanalmente pelo ONS e publicado às sextas-feiras como parte do Programa Mensal de Operação: http://goo.gl/jee3i9

Preço de Liquidação de Diferenças (PLD)

• O PLD é calculado pela CCEE, utilizando-se o Newave e o Decomp, e publicado semanalmente, às sextas-feiras, geralmente após a publicação do CMO pelo ONS.

• O PLD é, em linhas gerais, o “CMO com piso e teto”.

• PLD max = R$ 422,56/MWh.

• PLD min = R$ 30,25/MWh.

• Esses valores são revistos anualmente pela ANEEL.

• Histórico de Preços Semanais (julho de 2001 em diante):http://goo.gl/usRfqU

PLD mensal médio - SE/CO (R$/MWh)

Fonte: O autor

Comparação entre PLD e Nordpool

Curva de Carga Residencial Típica

Curva de Carga Residencial Típica

Curva de Carga Residencial Típica

Curva de Carga Residencial Típica

Carga do SIN – Copa 2010 - Domingo

Carga do SIN – Copa 2010 - Segunda

Afluências SE/CO

Fonte: O autor

Afluências Sul

Fonte: O autor

Afluências Nordeste

Fonte: O autor

Afluências Norte

Fonte: O autor

Armazenamentos SE/CO

Fonte: O autor

Armazenamentos Sul

Fonte: O autor

Armazenamentos Nordeste

Fonte: O autor

Armazenamentos Norte

Fonte: O autor

Grupos Tarifários

• AS (Subterrâneo).

• A4: 2,3 kV a 25 kV.

• A3a: 30 kV a 44 kV.

• A3: 69 kV.

• A2: 88 kV a 138 kV.

• A1: 230 kV.

• Acima de 230 kV (em alguns estados inclusive em 230 kV) o consumidor se conecta diretamente à Rede Básica.

Tarifa de Energia (TE)

• Energia para revenda, contratada nos leilões.

• Transporte de Itaipu.

• Ajustes de curto prazo.

Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD)

• Perdas (comerciais e técnicas).

• Fio A (custos não gerenciáveis):

• Custo de aquisição e energia.

• Custo de transporte de energia.

• Encargos setoriais.

• Fio B (custos gerenciáveis):

• Custos operacionais.

• Cotas de depreciação.

• Remuneração do investimento.

• Outras receitas.

Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD)

• Encargos do Serviço de Distribuição:

• Tarifa de Fiscalização do Serviço de Energia Elétrica (TFSEE, Aneel).

• Reserva Global de Reversão (RGR).

• Pesquisa e Desenvolvimento (P&D).

• Energia de Reserva.

• ONS.

• Encargos do Sistema Elétrico:

• Conta de Desenvolvimento Energético (CDE).

• Conta do Consumo de Combustíveis (CCC).

• Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (Proinfa).

• Encargo de Energia de Reserva (EER).

Bandeiras Tarifárias (Res. 547/2013)

• As bandeiras tarifárias tomaram o lugar do antigo sistema de períodos seco e úmido.

• Verde: condições favoráveis de geração de energia. A tarifa não sofre nenhum acréscimo.

• Amarela: condições de geração menos favoráveis. A tarifa sofre acréscimo de R$ 15/MWh.

• Vermelha - Patamar 1: condições mais custosas de geração. A tarifa sofre acréscimo de R$ 30/MWh..

• Vermelha - Patamar 2: condições ainda mais custosas de geração. A tarifa sofre acréscimo de R$ 45/MWh.

Bandeiras Tarifárias (Res. 547/2013)

Evolução das Bandeiras

Composição Típica de Tarifas – 2016

Estrutura dos Encargos e Impostos

Fonte: D’ARAÚJO (2009)

Como calcular o ICMS, PIS e COFINS

• BC = Base de Cálculo.

• i = ICMS + PIS + COFINS (em pu).

𝐵𝐶 = 1 +𝑖

1 − 𝑖

Exemplo

• PIS + COFINS = 6,20%.

• ICMS = 29% (Copel)

• i = ICMS + PIS + COFINS

• Tarifa = R$ 421,57/MWh (residencial convencional)

𝐵𝐶 = 1 +0,29 + 0,062

1 − (0,29 + 0,062)= 1,543

Tarifa com impostos= 1,543 × 421,47 = 𝑅$ 650,57/𝑀𝑊ℎ

A MP 579/2012 ( o “11 de setembro do SEB”)

Tarifas Industriais Antes da MP 579/2012

Fonte: O autor

Tarifas Industriais Depois da MP 579/2012

Fonte: O autor

Referências do Capítulo 3

• ANEEL. Estrutura tarifária para o serviço de distribuição de energia elétrica, 2010. http://goo.gl/OazA6j

• BORN, P.H.S.; ALMEIDA, A.A.W. Mudanças estruturais no Setor Elétrico: formação e regulação de preços. CIER, Quito, 1998. http://goo.gl/Cb1pct

• CHADE, J. O custo marginal da operação: a base do PLD. http://goo.gl/L3Fs7U

• CELESC. Grupos e modalidades tarifárias. http://goo.gl/DtRwBK

• D’ARAUJO, R.P. Setor Elétrico Brasileiro: uma aventura mercantil. 2009. http://goo.gl/k6a8GT