MBA em Transição Energética
Distribuição de Energia Elétrica
Prof. Manoel Negrisoli
Exercício de Aula
Aluno: Michael D. Thies
Março de 2025
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Questão 01
Quais os valores monetários e percentuais de composição da receita
anual permitida (RAP)* da distribuidora CEEE-D (Parcelas A e B)? Considerar
o último reajuste ou revisão tarifária e destacar as tarifas do quadro abaixo**:
Segundo a resolução ANEEL n° 3413/2024 que homologa o reajuste tarifário
anual de 2024 e, conforme aba “resumo” da planilha SPARTA CEEE, a RAP total da
distribuidora CEEE é de R$ 5.112.181.371,00, divididos em parcela A de R$
3.802.377.447, correspondendo à 74,38% e parcela B de R$ 1.309.803.904,00, que
corresponde a 25,62% da tarifa.
A tabela abaixo representa as tarifas de aplicação, para as seguintes classes
e seus respectivos percentuais entre TUSD e TE.
SUBGRUPO MODALIDADE
CLASSE
B1
Branca
Residencial Residencial
SUBCLASSE
Não se aplica Ponta
DETALHE
POSTO
UNIDADE ACESSANTE Total TUSD
B1
Branca
Residencial Residencial
Não se aplica Intermediário
MWh
Não se aplica
644,36
240,81
885,17
72,80%
27,20%
B1
Branca
Residencial Residencial
Não se aplica Fora ponta
MWh
Não se aplica
322,32
240,81
563,13
57,24%
42,76%
B1
Convencional
Residencial Baixa Renda Não se aplica Não se aplica MWh
Não se aplica
303,78
244,25
548,03
55,43%
44,57%
B1
Convencional
Residencial Residencial
Não se aplica
421,01
253,03
674,04
62,46%
37,54%
MWh
Não se aplica Não se aplica MWh
Não se aplica
966,40
Total TE
387,44
Total
%Tusd
%TE
1.353,84
71,38%
28,62%
Questão 02 – (Valor 15 pontos)
Quais os componentes das tarifas de uso do sistema de distribuição
(TUSD) e das tarifas de energia (TE) e quais são as modalidades tarifárias
existentes?
A tarifa de uso do sistema de distribuição (TUSD) é composta pela TUSD FIO
A e TUSD Fio B:
A TUSD FIO A – formada por custos regulatórios pelo uso de ativos de
propriedade de terceiros, compreendida por: uso dos sistemas de transmissão da
rede básica, uso dos transformadores de potência da rede básica com tensão inferior
a 230 kV e das DIT compartilhadas, uso dos sistemas de distribuição de outras
distribuidoras e conexão às instalações de transmissão ou de distribuição.
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A TUSD FIO B – formada por custos regulatórios pelo uso de ativos de
propriedade da própria distribuidora que compõem a parcela B, compreendida por:
custo anual dos ativos (CAA), custo de administração, operação e manutenção
(CAOM) e também da TUSD ENCARGOS que é a parcela da TUSD que recupera
os custos da Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética – P&D_EE, Taxa
de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE, Contribuição para o
Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS, Quota da Conta de Desenvolvimento
Energético – CDE, Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica
– PROINFA e Quota da Conta de Desenvolvimento Energético Conta COVID – CDE
COVID e também a TUSD PERDAS – parcela da TUSD que recupera os custos
regulatórios com: Perdas técnicas do sistema da distribuidora, Perdas não técnicas,
Perdas na Rede Básica devido às perdas regulatórias da distribuidora e Receitas
Irrecuperáveis.
Abaixo quadro resumo da composição da TUSD.
A Tarifa de Energia (TE) é composta por TE Energia. TE Encargos, TE
Transporte e TE Perdas:
TE ENERGIA – É a parcela da TE que recupera os custos pela compra de
energia elétrica para revenda ao consumidor, incluindo: compra nos leilões do
Ambiente de Contratação Regulada – ACR, quota de Itaipu, geração própria,
aquisição do atual agente supridor, compra de geração distribuída.
TE ENCARGOS – É a parcela da TE que recupera os custos de: Encargos de
Serviços de Sistema – ESS e Encargo de Energia de Reserva –EER, Pesquisa e
Desenvolvimento e Eficiência Energética – P&D_EE, Contribuição sobre Uso de
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Recursos Hídricos – CFURH e Quota da Conta de Desenvolvimento Energético
Conta COVID – CDE COVID.
TE TRANSPORTE – É a parcela da TE que recupera os custos de
transmissão relacionados ao transporte de Itaipu e à Rede Básica de Itaipu.
TE PERDAS – É a parcela da TE que recupera os custos com perdas na Rede
Básica devido ao mercado de referência de energia.
Abaixo quadro resumo da composição da TUSD.
As modalidades tarifárias são um conjunto de tarifas aplicáveis ao consumo
de energia elétrica e à demanda de potência ativa. Elas são definidas de acordo com
o Grupo Tarifário, segundo as opções de contratação definidas na Resolução
Normativa ANEEL nº 1.000/2021 e no Módulo 7 dos Procedimentos de Regulação
Tarifária - Proret:
Grupo A:
Unidades consumidoras da Alta Tensão (Subgrupos A1, A2 e A3), Média
Tensão (Subgrupos A3a e A4), e de sistemas subterrâneos (Subgrupo AS).
Horária Azul: tarifas diferenciadas de consumo de energia elétrica e de
demanda de potência, de acordo com as horas de utilização do dia (postos tarifários).
Disponibilizada para todos os subgrupos do grupo A; e
Horária Verde: tarifas diferenciadas de consumo de energia elétrica, de
acordo com as horas de utilização do dia (postos tarifários), e de uma única tarifa de
demanda de potência. Disponível para os subgrupos A3a, A4 e AS.
Grupo B:
Unidades consumidoras da Baixa Tensão, das Classes Residencial (Subgrupo
B1), Rural (B2), Demais Classes (B3) e Iluminação Pública (B4).
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Convencional Monômia: tarifa única de consumo de energia elétrica,
independentemente das horas de utilização do dia; e
Horária Branca: tarifa diferenciada de consumo de energia elétrica, de
acordo com as horas de utilização do dia (postos tarifários). Não está disponível para
o subgrupo B4 e para a subclasse Baixa Renda do subgrupo B1.
Demais acessantes:
Distribuição:
tarifa
aplicada
às
distribuidoras
que
acessam
outras
distribuidoras. Caracterizada por tarifa horária de demanda de potência e consumo
de energia para o grupo A, e de tarifa de consumo de energia única para o grupo B;
Geração: tarifas aplicadas às centrais geradoras que acessam os sistemas de
distribuição, caracterizada por tarifa de demanda de potência única.
Questão 03 – (Valor 15 pontos)
Calcule a multa por ultrapassagem de demanda e energia reativas
excedentes para os seguintes dados, usando as tarifas de CEEE D de 2024:
Dados:
1.
Uma unidade consumidora do Grupo A, com contrato de
demanda de 1.000 kW, ultrapassou este valor por 2 vezes no período
considerado, ambas fora do horário de ponta.
2.
Nestas duas ultrapassagens ocorreram fatores de potência
abaixo do regulados de 0,92.
3.
As ultrapassagens foram:
• 1.100 kW (com fator de potência indutivo de 0,90) e
• 1.080 kW (com fator de potência indutivo 0,88).
4.
A demanda contratada é de 1.000 kW e o fator de potência só foi
violado nestas duas ocasiões.
Cálculo ultrapassagem da demanda ativa (5%)
A partir da fórmula: REN ANEEL nº 1000
Ultrapassagem Demanda Considerando Grupo A4 - Verde
Posto Tarifário FP (R$/kW)
31,81 R$
DAM (p) (kW)
1100 kW
DAC (p) (kW)
1000 kW
VRdult (p) (R$)
31,81 R$
Custo Ultrapassagem
R$
6.362,00
Valor Parcela Demanda sem Impostos (Total Mês)
R$
41.353,00
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Cálculo ultrapassagem de energia reativa:
Cálculo Energia Elétrica Reativa Excedente - ERE
EEAMt (MWh)
Fr
Ft (t1)
VRere (R$/MWh)
ERE (t1) (R$)
Ultrapassagem 1
Ultrapassagem 2
1,1 EEAMt (MWh)
1,08
0,92 Fr
0,92
0,9 Ft (t2)
0,88
239,05 VRere (R$/MWh)
239,05
R$
5,84 ERE (t2) R$)
R$
11,74
ERE Total
R$
17,58
Cálculo ultrapassagem de demanda potência reativa:
Cálculo de Demanda de Potência Reativa Excedente DRE
Ultrapassagem 1
Ultrapassagem 2
PAMt1 (kW)
1100 PAMt2 (kW)
1080
PAF(p) (KW
1000 PAF(p) (KW
1000
Fr
0,92 Fr
0,92
Ft (t1)
0,9 Ft (t2)
0,88
Vrdre R$/kW
R$
31,81 Vrdre R$/kW
R$
31,81
DRE(t1)
R$
3.958,58 DRE(t2)
DRE(max)
R$
4.106,38
R$
4.106,38
Questão 04 – (Valor 20 pontos)
Considerando a figura abaixo representando uma Unidade Consumidora
antes e pós instalação de Geração Distribuída, calcular:
a) O custo mensal desta unidade consumidora na tarifa B1 - residencial
convencional da distribuidora de sua região para um consumo de 600 kWh,
antes da instalação da instalação da GD
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Consumidor Sem GD
Consumo Mensal kWh
Valor da Tarifa B1 Residencial
Tusd (R$/MWh)
R$
TE (R$/MWh)
R$
Total (R$/MWh)
R$
421,01
253,03
674,04
Valor Total Fatura Energia
404,42
R$
600
b) Considerando que esta unidade consumidora instalou uma GD com os
respectivos fluxos de energia, calcular o custo mensal da energia e comparar
com o custo sem GD.
• Energia injetada na rede de distribuição pela UC (Exportada) = 250 kWh
• Energia Consumida da rede de distribuição pela UC (Importada) = 400 kWh
• Consumo total da UC = 600 kWh
• Total gerado pela geração distribuída = 450 kWh
• Energia auto consumida = 200 kWh
Observação: Considerar apenas as tarifas da ANEEL sem os impostos para
unidade instalada anteriormente à Lei 14300/2022. Distribuidora CEEE D:
Consumidor com GD
Consumo Mensal Distribuidora kWh
Energia Injetada para a Distribuidora kWh
Total Gerado pela GD kWh
Energia Autoconsumida kWh
Valor da Tarifa B1 Residencial
Tusd (R$/MWh)
TE (R$/MWh)
Total (R$/MWh)
R$
R$
R$
421,01
253,03
674,04
Valor Total Fatura Energia (Edist-Egd)
R$
101,11
400
250
450
200
A instalação do sistema de MMGD e a o cadastro do consumidor junto a
SCEE, resultou em uma redução de aproximadamente 75% em sua conta de energia
uma vez que, além de gerar energia durante o período que há consumo em sua
residência (Energia Autoconsumida - isto hoje é muito vantajoso em virtude dos
impostos) o saldo da energia injetado no mês corrente ainda pode ser descontado
da conta mensal, resultando em uma cota mensal total de R$ 101,11.
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Questão 05 – (Valor 20 pontos)
Analise a evolução dos indicadores de continuidade DEC, FEC da
Concessionária CEEE nos últimos 5 anos (2019 – 2023) e qual o valor das
compensações por violação de indicadores DIC, FIC, DMIC e DICRI pagas por
ela no ano de 2023.
Ano
DEC
FEC
Indicadores DEC/FEC CEEE-D
2019
2020
2021
2022
18,60
20,00
18,06
17,80
10,11
10,60
9,71
8,47
2023
17,77
7,74
Podemos verificar que os indicadores de DEC e FEC estão melhorando ao
longo dos últimos anos. Talvez isto se deva ao processo de privatização da
Distribuidora. No entanto, ainda superior aos seus limites anuais estabelecidos que
são de DEC é de 8,72 e FEC 6,35.
Ao realizarmos um comparativo com a RGE, outra distribuidora, do estado
podemos afirmar que a Concessionária RGE está atendendo seus clientes com uma
melhor qualidade, atendendo os limites dos indicadores conforme figura abaixo.
Além de não conseguir atender os limites estipulados pela ANEEL para os
indicadores DEC e FEC, a tabela abaixo mostra os valores de compensação dos
indicadores Individuais DIC/FIC/DIMIC e também DICRI os quais são pagos aos
consumidores em virtude de violações nos índices de qualidade dos serviços de
distribuição de energia.
Copensações CEEED Ano de 2023
DIC/FIF/DIMIC
DICRI
Quantidade
1.211.616,00
138.923,00
Valor
R$ 38.408.965,31 R$
3.043.008,16
Valor Total em Compensações
R$ 41.451.973,47
9
Quantidade de DIC/FIC/DMIC CEEE-D
Valores de Compensações de DIC/FIC/DMIC CEEE-D
Quantidade de DICRI CEEE-D
Valores de Compensações de DIC/FIC/DMIC CEEE-D
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Questão 06 – (Valor 15 pontos)
Quais os principais aspectos positivos e negativos da implantação da
Geração Distribuída no Brasil sob as óticas do consumidor, da distribuidora e
da diversificação da matriz energética?
A implantação da Geração Distribuída (GD) no Brasil traz diversos impactos
distintos para consumidores, distribuidoras e para a diversificação da matriz
energética:
1 - Para o consumidor:
Pontos positivos:
•
Redução na conta de energia: o consumidor pode gerar sua própria
energia (ex.: solar fotovoltaica), reduzindo sua dependência da
distribuidora.
•
Autonomia energética: maior controle sobre seu consumo, podendo se
proteger de aumentos tarifários e crises energéticas.
•
Possibilidade de créditos energéticos: a energia excedente pode ser
injetada na rede e transformada em créditos para uso posterior.
•
Sustentabilidade: uso de fontes renováveis reduz a pegada de carbono e
contribui para a sustentabilidade ambiental.
Pontos negativos:
•
Alto custo inicial: mesmo com incentivos, a instalação de painéis solares
ou outras fontes de GD exige um investimento inicial considerável.
•
Tempo de retorno do investimento: pode levar anos para o consumidor
recuperar o valor investido, dependendo da localidade e do perfil de
consumo.
•
Complexidade regulatória: mudanças nas regras da ANEEL podem
impactar os
benefícios
da
GD,
gerando
incerteza
para novos
investimentos.
2 - Para a distribuidora de energia
Pontos positivos:
•
Redução de perdas técnicas: a GD reduz a necessidade de transporte de
eletricidade a longas distâncias, diminuindo perdas na rede.
•
Menor necessidade de expansão da geração centralizada: com mais
consumidores gerando energia, a demanda sobre o sistema diminui.
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Pontos negativos:
•
Menor receita: como os consumidores consomem menos energia da rede,
as distribuidoras arrecadam menos tarifas.
•
Desafios operacionais: a intermitência de fontes como solar e eólica pode
gerar instabilidades na rede, exigindo mais investimentos em controle e
monitoramento.
•
Mudanças na estrutura tarifária: a necessidade de redistribuir os custos da
rede entre consumidores com e sem GD pode gerar conflitos regulatórios.
3 - Diversificação da matriz energética
Pontos positivos:
•
Maior participação de fontes renováveis: a GD favorece o uso de energia
solar, eólica, biogás e outras fontes limpas.
•
Descentralização da geração: Reduz a dependência de grandes usinas
hidrelétricas e termelétricas, tornando o sistema mais confiável.
•
Menor impacto ambiental: a GD reduz a necessidade de expansão de
grandes usinas e linhas de transmissão, preservando áreas naturais.
Pontos negativos:
•
Intermitência de algumas fontes: a geração solar e eólica depende de
condições climáticas, exigindo soluções como baterias ou geração
complementar.
•
Desafios de integração ao SIN: o aumento da GD exige modernização da
rede elétrica para garantir estabilidade e segurança do sistema.
•
Desbalanceamento de incentivos: sem uma regulação adequada, a GD
pode receber subsídios que geram distorções no setor elétrico, afetando a
competitividade de outras fontes.