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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
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.
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).
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
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.
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
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