Discussão técnica sobre TUSD-g - sistema de 88 /138 kV -

1. Discussão técnica sobre TUSD-g - sistema de 88/138 kV - INEE Rio de Janeiro/RJ 26/09/2007 SRT/ANEEL

2. Contextualização Metodologia atual Res. ANEEL nº 166/05 • A TUSDg é apurada como a menor tarifa fora de ponta calculada para o segmento consumo (69/138 kV) • Para distribuidoras que operam somente em tensão igual ou inferior a 34,5 kV, é apurada uma média regional Res. 594/01 Res. 152/03 Res. 286/99 Res. 166/05

3. Exemplo • A diferença é devido as perdas não-técnicas que não são cobradas do gerador

4. Contextualização Metodologia atual • Considerada provisória desde 1.999 • Não considera a característica do gerador • Distorções entre as diversas distribuidoras

5. Histórico R$/kW Ref. Out/06 Res. ANEEL nº 67/04 Santa Maria CENF Elektro CPFL

6. Contextualização Universo de Geradores na D 82,09% * Entrada em operação durante 2007 (Ref. Dez/06)

7. Contextualização Universo de Geradores na D

8. Contextualização Contratação do uso e faturamento Res. ANEEL nº 281/99 Res. ANEEL nº 67/04

9. Contextualização Contratação do uso e faturamento Exemplo Ref. 2005

10. Contextualização Motivações do estudo • A forma provisória como foi definida a TUSDg desde 1999 • O impasse dos geradores em DIT que não celebraram os CUSD (2004) • passivo financeiro • solução do passivo pela REH nº 497/07 • A responsabilidade do pagamento de dois encargos de uso (transmissão e distribuição) para os geradores centralmente despachados, em contrapartida a sua ausência para os demais geradores • A expansão da geração distribuída

11. PROPOSTA Princípios: 1.- Dois ambientes tarifários: T e D 2.- Análise do sistema de distribuição por nível de tensão 3.- Convergência do cálculo

12. 1º Dois ambientes tarifários – T e D Transmissão e Distribuição ( TUST e TUSDg) • Elimina a subjetividade de cobrança baseado no tipo de despacho • Cumpre o dispositivo legal da Lei nº 10.848/04 • definir tarifas de uso dos sistemas de distribuição e transmissão (aplicação única) • Buscar aderência entre a cobrança do encargo de uso pelo seu impacto no sistema • A energia flui da geração para a carga • A remuneração das redes deve ter aderência com o uso efetivo da rede

13. Rede Básica ~ ~ DIT 138 kV C1 69 kV C2 ~ ~ GD1 GD1 13,8 kV C3 BT C4 Distribuidora 1º Dois ambientes tarifários – T e D Rede Básica ~ ~ DIT 138 kV C1 69 kV C2 13,8 kV C3 BT C4 Distribuidora GD1 ≤ (C1+C2+C3+C4) GD1 > (C1+C2+C3+C4) Paga pelo uso da D Paga pelo uso da D e T

14. 2º Análise por nível de tensão DIVISÃO DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO - TUSDg para 88/138 kV – NODAL - TUSDg para ≤ 69 kV - SELO

15. 3º Convergência metodologia Convergência da metodologia - TUSDg e TUST • Uso de um sinal locacional (NODAL para 88 / 138 kV) • expansão ótima do sistema • Metodologia considera a característica do gerador • são modeladas as cargas e os geradores • Operacionalização do cálculo compatível • mesmo aplicativo com algumas mudança • conjunto de dados compatíveis e complementares • cálculo concatenado • mesmas premissas • Res. 281/99 e pleito dos agentes (AP nº 010/05 e 03/07)

16. 3º Convergência metodologia • A Res. 281/99 definiu a aplicação até o 69 kV • Porque não será aplicado no 69 kV • geração distribuída, com menor impacto sistêmico • expansão ocorre para atendimento da carga • desconto da TUSD (Res. 77/04) • dificuldade de modelagem das redes • volatilidade tarifária • limitações do cálculo

17. PROPOSTA Definições: 1.- Qual a rede a ser remunerada ? 2.- Qual a receita a ser recuperada ?

18. Rede unificada 1º Qual a rede a ser remunerada? • DIT (compartilhada, exclusiva da D), Trafo Fr, rede da D (138/88 kV) • Análise técnica (fluxo) • Critérios regulatórios REDE UNIFICADA • Uma distribuidora deve pertencer somente a uma RU • Uma DIT compartilhada deve permanecer a uma única RU • O limite “superior” é a fronteira da RB e o “inferior” é a tensão de 69 kV (exclusive) • Os limites laterais serão definidos com base no fluxo de carga (“elos fracos”)

19. 2º Qual a receita a ser recuperada ? • A receita deve: • remunerar os investimentos • recuperar a quota de reintegração • recuperar os custos operacionais (O&M) • recuperar os encargos do serviço de distribuição (RGR, TFSEE, P&D) • tributos (IR, CSLL)

20. 2º Qual a receita a ser recuperada ? • DIT • RCDM - receita para instalações novas • RPC - receita para instalações existentes • TRANSFORMADOR DE FRONTEIRA • RAP – FR – Receita anual permitida de fronteira • REDES DA DISTRIBUIDORA • Percentual definido sobre o Valor Novo de Reposição – VNR depreciado 138 kV Relação receita/investimento Médio para as rede de D Modelagem do Nodal

21. PROPOSTA Operacionalização: 1.- Cálculo 2.- Faturamento

22. 1º Cálculo • Modelagem das redes • Padronização das capacidades – (valores regulatórios) • Padronização dos custos: Custos Modulares da Eletrobrás • Todas as cargas e geradores modelados no sistema em foco • Condição de Simulação – critérios iguais ao da TUST • Despacho proporcional à potência instalada • Rateio 50 % - 50% • Anual, no mesmo momento do cálculo da TUST

23. Rede unificada 1º Cálculo • Rede unificada com todos os pontos importadores ~ ~ ~ Geradores fictícios

24. Rede unificada 1º Cálculo • Rede unificada com pontos exportadores TUSDg -Dn TUSDg -T TUSDg -DIT Carga fictícia ~ ~ Geradores fictícios

25. 1º Cálculo nodal selo

26. 2º Faturamento AVD (Aviso de Débito) AVC (Aviso de Crédito) ONS Distribuidora 1 Gerador 1 Distribuidora 2 Gerador 2 Distribuidora n Gerador n • Já em uso na Rede Básica • Evita a incidência tributária Em consulta prévia à Procuradoria da ANEEL, foi confirmada a possibilidade jurídica de atribuição da contabilização ao ONS

27. PROPOSTA Alteração da regulamentação: 1.- Contratação do uso 2.- Alteração de Resoluções

28. 1º Contratação do Uso • CUSD • Celebrado com o ONS para garantir a cobrança dos encargos de uso de diversas redes • Atribuições do ONS • Homologados na ANEEL • Deverá ter mecanismo para garantir o adimplemento • Contrato de Prestação dos Serviços de Distribuição - CPSD • Atribuições do ONS • Permitirá ao Gestor controlar/atualizar os dados das redes • Dá a responsabilidade ao ONS para execução do mecanismo de AVC/AVD

29. 1º Contratação do uso • CUST • Os geradores centralmente despachados continuarão a celebrar com o ONS • Terá somente a responsabilidade financeira da contribuição para custeio do ONS

30. 2º Alteração de Resoluções

31. PROPOSTA Disposições Transitórias: 1.- Recuperação da RAP pelos geradores centralmente despachados conectados em D

32. 1º Recuperação da RAP • Transição para os geradores que atualmente pagam TUST (centralmente despachados) e deixarão de pagar • ~ 10% da RAP atual do segmento geração é recuperada pelos geradores fora da rede básica • O impacto tarifário de 10% é grande para ser assimilado de uma única vez pelos geradores da Rede Básica • Proposta de migração gradual da responsabilidade • 20% a.a. – 5 ciclos A RAP para o ciclo foi de R$ 7.006.558.800,00 (2005/2006)

33. Disposições transitórias pu

34. AÇÕES: • Nova nota Técnica e minuta da Resolução – Out/07 • Modelagem das redes 138/88 kV • Finalização do aplicativo • Abertura do processo de Audiência Pública – Nov/07 • AP presencial - Fev /08 • Publicação da Resolução - Abr/08

35. Obrigado

36. Definição de um percentual baseado no valor do investimento que reflita a receita anual que aquele investimento representa durante toda a sua vida útil • Remuneração – CMPC (9,95%) • Vida útil – condutor/estrutura/trafo (40 anos) • Quota de reintegração (2,5%) • O&M (2%) • IR e CSLL (34%) • RGR (2,5%) • P&D (1,0% da ROL) • TFSEE (0,5% do Benefício Econômico) • Depreciação média dos ativos (estrutura e condutor)