TCC Sobre Tarifação de Energia

Prévia do material em texto

IFSP – INSTITUTO FEDERAL DE EDUCAÇÃO, CIÊNCIA E TECNOLOGIA DE SÃO PAULO
IRANILSON PORFIRIO GOMES
LEANDRO LUIZ MOREIRA SANTOS
MARCOS ROBERTO DIAS DE LEMOS
NELSON GONÇALVES BATISTA
O IMPACTO DAS COMPONENTES TARIFÁRIAS NA FORMAÇÃO DA TARIFA DE ENERGIA ELÉTRICA DA DISTRIBUIDORA AO CONSUMIDOR FINAL
SÃO PAULO
2018
IRANILSON PORFIRIO GOMES
LEANDRO LUIZ MOREIRA SANTOS
MARCOS ROBERTO DIAS DE LEMOS
NELSON GONÇALVES BATISTA
O IMPACTO DAS COMPONENTES TARIFÁRIAS NA FORMAÇÃO DA TARIFA DE ENERGIA ELÉTRICA DA DISTRIBUIDORA AO CONSUMIDOR FINAL
Trabalho de conclusão de curso apresentado ao Instituto Federal de Educação, Ciência e Tecnologia de São Paulo (IFSP – Campus São Paulo) como requisito parcial para obtenção do título de Tecnólogo em Sistemas Elétricos.
Orientador: Prof. Me: Marcos Noburu Kurata.
SÃO PAULO
2018
AUTORIZO A REPRODUÇÃO E DIVULGAÇÃO TOTAL OU PARCIAL DESTE TRABALHO, POR QUALQUER MEIO CONVENCIONAL OU ELETRÔNICO, PARA FINS DE ESTUDO E PESQUISA, DESDE QUE CITADA A FONTE.
FICHA CATALOGRÁFICA
GOMES, IRANILSON P;
SANTOS, LEANDRO L. M;
DE LEMOS, MARCOS R. D;
BATISTA, NELSON G. 
O impacto das componentes tarifárias na formação da tarifa da energia elétrica da distribuidora ao consumidor final; Orientador Prof. Me: Marcos Noboru Kurata, - São Paulo, 2018.
Trabalho de conclusão de curso apresentado ao Instituto Federal de Educação, Ciência e Tecnologia de São Paulo como parte dos requisitos para obtenção do título de Tecnólogo em Sistemas elétricos.
IRANILSON PORFIRIO GOMES.
LEANDRO LUIZ MOREIRA SANTOS.
MARCOS ROBERTO DIAS DE LEMOS.
NELSON GONÇALVES BATISTA.
O IMPACTO DAS COMPONENTES TARIFÁRIAS NA FORMAÇÃO DA TARIFA DE ENERGIA ELÉTRICA DA DISTRIBUIDORA AO CONSUMIDOR FINAL
Trabalho de conclusão de curso apresentado ao Instituto Federal de Educação, Ciência e Tecnologia de São Paulo (IFSP – Campus São Paulo) como requisito parcial para obtenção do título de Tecnólogo em Sistemas Elétricos.
São Paulo, ____ de ________________ 2018.
BANCA EXAMINADORA
________________________________
Prof.
________________________________
Prof.
________________________________
Prof.
AGRADECIMENTOS
Fazemos os nossos agradecimentos a todas as pessoas, famílias e amigos, que nos ajudaram durante todo este percurso trilhado em busca de aquisição de conhecimento, crescimento pessoal, profissional e que possibilitaram a realização deste trabalho. Orientador e demais pessoas que trabalham no IFSP, que nos revelarem diretrizes para realização desse estudo.
Fazemos, aqui, um agradecimento especial ao Professor Guilherme Araújo por compartilhar, no momento mais difícil, um pouco de sua sabedoria e seus conhecimentos que fizeram uma grande diferença em nosso trabalho.
RESUMO
Este trabalho tem como objetivo retratar, de forma concisa, a formação da tarifa de energia elétrica tendo como base o reajuste tarifário anual das concessionárias de energia. Foi apresentado, em um primeiro momento, o contexto regulatório do mercado de energia elétrica, as diversas classes de consumidores, as duas principais componentes da tarifa, a estrutura tarifária baseada em consumidores de alta tensão e consumidores de baixa tensão e por fim as três variáveis que compõem o cálculo da tarifa. Posteriormente expõe-se uma comparação, baseada no reajuste tarifário anual do ano de 2018, entre três distribuidoras de energia de diferentes regiões do Brasil. Tal comparação foi analisada tendo como base as componentes principais das variáveis que formam o cálculo da tarifa de energia elétrica e buscou-se mostrar os índices totais de reajuste das tarifas das concessionárias bem como a contribuição de cada componente das variáveis para esse percentual de reajuste. 
Palavras-chave: Formação da Tarifa de Energia Elétrica. Reajuste Tarifário Anual. Classes de Consumidores. Estrutura Tarifária. Variáveis que Compõem o Cálculo da Tarifa.
ABSTRACT
The objective of this work is to describe, in a concise way, the formation of the electric energy tariff based on the annual tariff adjustment of the energy concessionaires. The regulatory context of the electricity market, the various classes of consumers, the two main components of the tariff, the tariff structure based on high voltage consumers and low voltage consumers, and finally the three variables which make up the tariff calculation. Subsequently a comparison, based on the annual tariff adjustment of 2018, is presented between three energy distributors from different regions of Brazil. This comparison was analyzed based on the main components of the variables that form the calculation of the electricity tariff and sought to show the total rates of adjustment of the tariffs of the concessionaires as well as the contribution of each component of the variables to this percentage of readjustment.
Keywords: Electric Energy Tariff Formation. Annual Tariff Adjustment. Classes of Consumers. Tariff Structure. Variables that make up the Rate Calculation.
LISTA DE FIGURAS:
Figura 1 – FLUXOGRAMA ESTRUTURAL DA ANÁLISE.	42
LISTA DE GRÁFICOS:
Gráfico 1 – UNIDADES CONSUMIDORAS (CELPE).	46
Gráfico 2 – CONSUMO DE ENERGIA (CELPE).	46
Gráfico 3 – UNIDADES CONSUMIDORAS (COPEL).	53
Gráfico 4 – CONSUMO DE ENERGIA (COPEL).	54
Gráfico 5 – UNIDADES CONSUMIDORAS (ELETROPAULO).	61
Gráfico 6 – CONSUMO DE ENERGIA (ELETROPAULO).	61
Gráfico 7 – RECEITA ANUAL INICIAL – BT COMPARADA.	68
Gráfico 8 – N° DE UNIDADES CONSUMIDORAS COMPARADAS.	69
Gráfico 9 – MERCADO DE REFERÊNCIA COMPARADO.	69
Gráfico 10 – ENCARGOS SETORIAIS COMPARADOS.	70
Gráfico 11 – CUSTOS DE TRANSMISSÃO COMPARADA.	71
Gráfico 12 – COMPRA DE ENERGIA COMPARADA.	72
Gráfico 13 – PERDAS ELETRICAS COMPARADAS EM BT.	73
Gráfico 14 – ENERGIA REQUERIDA COMPARADA.	73
Gráfico 15 – FATOR X COMPARADO.	74
Gráfico 16 – CVA COMPARADA.	75
Gráfico 17 – SUBSÍDIOS COMPARADOS.	75
Gráfico 18 – APURAÇÃO DO IRT 2018 CELPE.	77
Gráfico 19 – APURAÇÃO DO IRT 2018 COPEL.	78
Gráfico 20 – APURAÇÃO DO IRT 2018 ELETROPAULO.	78
LISTA DE TABELAS:
Tabela 1 – CUSTOS NÃO GERENCIÁVEIS.	24
Tabela 2 – EVOLUÇÃO ORÇAMENTARIA ANUAL DA C.D.E.	25
Tabela 3 – COMPOSIÇÃO DOS CUSTOS GERENCIÁVEIS.	28
Tabela 4 – COMPONENTE FINANCEIRA.	31
Tabela 5 – COMPONENTE TUSD / TE.	32
Tabela 6 – TUSD TRANSPORTE.	33
Tabela 7 – TUSD ENCARGOS.	33
Tabela 8 – INDICES E PESOS TÉCNICOS “Q”.	39
Tabela 9 – CONCESSIONÁRIAS.	43
Tabela 10 – RANKING RECEITA FORNECIMENTO.	43
Tabela 11 – RANKING AGENTES POR CONSUMO.	44
Tabela 12 – RANKING UNIDADES CONSUMIDORAS.	44
Tabela 13 – RANKING DAS TARIFAS B1 2018.	44
Tabela 14 – TUSD/TE CONCESSIONÁRIAS 2018 	45
Tabela 15 – RECEITA ANUAL INICIAL.	47
Tabela 16 – MERCADO DE REFERÊNCIA 2016 A 2018.	47
Tabela 17 – ENCARGOS SETORIAIS.	48
Tabela 18 – ENCARGOS NA TRANSMISSÃO DE ENERGIA.	49
Tabela 19 – LEILÕES DE COMPRA DE ENERGIA ELÉTRICA EM 2018.	49
Tabela 20 – PERDAS (TÉCNICAS E NÃO TÉCNICAS).	50
Tabela 21 – ENERGIA REQUERIDA TOTAL.	50
Tabela 22 – COMPONENTES DO FATOR X	51
Tabela 23 – PARCELA B - CORRIGIDA.	51
Tabela 24 – CVA (VALORES APURADOS 2018).	52
Tabela 25 – SUBSÍDIOS (VALORES REPASSADOS).	52
Tabela 26 – RECEITA ANUAL INICIAL (COPEL).	54
Tabela 27 – MERCADO DE REFERÊNCIA 2016 A 2018.	55
Tabela 28 – ENCARGOS SETORIAS.	55
Tabela 29 – ENCARGOS NA TRANSMISSÃO DE ENERGIA.	56
Tabela 30 – LEILÕES DE COMPRA DE ENERGIA EM 2018.	57
Tabela 31 – PERDAS (TÉCNICAS E NÃO TÉCNICAS).	57
Tabela 32 – ENERGIA REQUERIDA TOTAL.	58
Tabela 33 – COMPONENTES DO FATOR X.	58
Tabela 34 – PARCELA B – CORRIGIDA.	59
Tabela 35 – CVA (VALORES APURADOS 2018).	59
Tabela 36 – SUBSÍDIOS (VALORES REPASSADOS).	60
Tabela 37 – RECEITA ANUAL INICIAL (ELETROPAULO).	62
Tabela 38 – MERCADO DE REFERÊNCIA 2016 A 2018.	62
Tabela 39 – ENCARGOS SETORIAS.	63
Tabela 40 – ENCARGOS NA TRANSMISSÃO DE ENERGIA.	63
Tabela 41 – LEILÕES DE COMPRA DE ENERGIA EM 2018.	64
Tabela 42 – PERDAS (TÉCNICAS E NÃO TÉCNICAS).	65
Tabela 43 – ENERGIA REQUERIDA TOTAL.	65
Tabela 44 – COMPONENTES DO FATOR X.	66
Tabela 45 – PARCELA B – CORRIGIDA.	66
Tabela 46 –CVA (VALORES APURADOS 2018).	67
Tabela 47 – SUBSÍDIOS (VALORES REPASSADOS).	67
Tabela 48 – IMPACTO PERCENTUAL DOS CUSTOS NO RTA.	79
LISTA DE ABREVIATURAS, SIGLAS e SIMBOLOS
ABRADEE – Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica.
ANEEL – Agencia Nacional de Energia Elétrica (BRASIL).
BM&F – Bolsa mercantil e futuro
BRR – Base de remuneração regulatório.
CCC – Conta de Consumo de Combustível.
CDE – Conta de desenvolvimento energético.
COPEL – Companhia Paranaense de Energia.
CPFL – Companhia Paulista de Força e Luz.
CTEEP – Cia de transmissão de energia elétrica paulista.
DRA – Data do reajuste anterior
DRP – Data do reajuste em processamento
DEC – Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora.
DIT’S – Demais instalações de transmissões.
EDP – Energias de Portugal.
FEC – Frequência Equivalente de interrupção por Unidade Consumidora.
FER – Frequência Equivalente de Reclamação.
GESEL – Grupo de Estudos do Setor Elétrico.
IAB – Indicador de Abandono do Atendimento Telefônico.
IASC – Índice ANEEL de Satisfação do Consumidor.
ICO – Indicador de Chamadas Ocupadas do Atendimento Telefônico.
INS – Indicador de Nível de Serviço do Atendimento Telefônico.
IRT – Índice de reajuste tarifário anual.
KV – Quilovolt, medida de tensão elétrica.
KW – Quilowatt ou quilowatt, medida de tensão elétrica.
MWH – Megawatt-hora, energia fornecida durante uma hora por uma fonte constante de potência.
O.N.S – Operador Nacional do Sistema.
PROINFA – Programa de incentivo às fontes alternativas de energia elétrica
P&D – Pesquisa e Desenvolvimento.
RGR – Reserva Global de Reversão.
RTA – Reajuste Tarifário Anual.
SAMP - Sistema de Acompanhamento de Informações de
Mercado para Regulação Econômica
Self-Dealing – Auto Suprimento (contrato bilateral entre as partes).
TE – Tarifa de energia.
TFSEE – Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica.
THS – Tarifa horo-sazonal.
TUSD – Tarifa de uso do sistema de distribuição.
SUMÁRIO
INTRODUÇÃO	16
	1.1	Considerações Iniciais	16
	1.2	Justificativa	16
	1.3	Escopo do Trabalho	17
 1.4	Formulação de hipótese	17
 1.5	Elaboração dos objetivos	18
 1.5.1	Objetivos Gerais	18
 1.5.2	Objetivos Específicos 	18
 Estrutura do trabalho	18
2 REFERENCIAL TEÓRICO	19
	2.1	Contexto	19
	2.1.1	Composição das tarifas	19
2.1.2	Classes e subclasses de consumo de energia elétrica	20
2.1.3	Componentes das tarifas	20
2.1.4	Estrutura Tarifária	20
2.2	Variáveis para o cálculo da tarifa	24
2.2.1	Custos não gerenciáveis (Parcela A)	24
2.2.2	Custos gerenciáveis (Parcela B)	28
2.2.3 Componente Financeiro (Parcela C).	30
2.3	TUSD e TE – Como receitas das concessionárias	32
2.3.1 Cálculo da TE e TUSD	34
2.4	Reajuste tarifário anual - RTA	35
 	Revisão Tarifária Periódica – RTP	36
3 	METODOLOGIA	41
4 	LEVANTAMENTO DE DADOS	42
4.1 	Dados obtidos para a CELPE	45
4.2 	Dados obtidos para a COPEL	53
4.3	Dados obtidos para a ELETROPAULO	60
5	RESULTADOS OBTIDOS ENTRE A COMPARAÇÃO DE DADOS	68
5.1	Aspectos e discussão sobre os resultados comparados	76
5.2 	O peso de algumas variáveis sobre o reajuste tarifário anual (RTA) 2018	77
CONCLUSÃO	80
	REFERÊNCIAS	82
	
1. INTRODUÇÃO.
1.1 Considerações Iniciais
A tarifa de energia nada mais é que o preço cobrado por unidade de energia consumida (R$/KWh). Sendo a energia elétrica um bem essencial espera-se que a mesma esteja disponível 24 horas por dia, 7 dias por semana e 365 dias por anos (ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE DISTRIBUIDORES DE ENERGIA ELÉTRICA, 2018).
Até o início da década de 90, existia uma única tarifa de energia elétrica para todo território nacional. Em qualquer estado do país pagava-se o mesmo preço pela energia consumida. A partir de 1993, com o surgimento da Lei n°8631/1993, a tarifa passa a ser fixada por concessionária levando-se em conta a característica especifica de sua área de concessão (AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA, 2008). 
A tarifa de energia elétrica, no mercado cativo, varia consideravelmente de distribuidora para distribuidora. A fixação da tarifa de energia elétrica é de responsabilidade da ANEEL que adota uma metodologia única para todas as distribuidoras. A principal causa desta variação, da tarifa, se dá pelo fato de que os custos do serviço de distribuição de energia são distintos entre as distribuidoras (RAMOS, BRANDÃO e CASTRO, 2012).
Este trabalho de conclusão de curso pretende apresentar as variáveis que formam a tarifa de energia elétrica e compara-las entre três concessionárias de três regiões distintas do país.
1.2. Justificativa
A antiga modalidade tarifária, anterior a Lei n°8631/1993, não incentivava as empresas a serem eficientes uma vez que todo o custo era pago pelo consumidor. Muitas vezes a remuneração mínima prevista para as concessionárias não era atingida o que causava inadimplência entre distribuidoras e geradoras e comprometia novos investimentos. A partir de 1995, com a aprovação da Lei n°8987/1995, fica estipulada a garantia do equilíbrio econômico-financeiro para as empresas concessionárias de energia elétrica (AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA, 2008).
Procurar mostrar o grau de complexidade que o novo modelo de tarifação trouxe para o cálculo da tarifa de energia elétrica partindo de variáveis que até então não existiam, mostrar como o novo modelo procura tornar a tarifa de energia mais justa tanto para que cobra como para quem é cobrado é o que justifica a elaboração desse trabalho.
1.3. Escopo do Trabalho
Todo o trabalho foi desenvolvido baseado na Lei n°8987/1995 que estipula a garantia do equilíbrio econômico-financeiro para as empresas concessionárias de energia elétrica. Para tanto se fez uso de todo o ferramental didático da Agência Nacional de Energia Elétrica tais como:
· NOTAS TÉCNICAS;
· MÓDULOS EXPLICATIVOS;
· RESOLUÇÕES NORMATIVAS.
De uso desse ferramental didático buscou-se:
· Analisar a composição da tarifa de energia elétrica no Brasil;
· Identificar os fatores que explicam a diversidade dos preços;
· Comparar as diferenças das tarifas entre as distribuidoras.
1.4. FORMULAÇÃO DE HIPOTESE
A hipótese verificada neste trabalho é que, com a análise e comparação entre os reajustes tarifários anuais entre três concessionárias de três regiões diferentes, possamos verificar o comportamento das variáveis que formam o custo tarifário e a peculiaridade que cada região causa no custo total das tarifas.
1.5. ELABORAÇÃO DOS OBJETIVOS
1.5.1 OBJETIVOS GERAIS
Este trabalho busca explicar de que forma são calculadas as tarifas das distribuidoras de energia elétrica comparando-as entre algumas distribuidoras, evidenciando quais os principais fatores que explicam a diferença de tarifas e qual sua importância relativa em casos específicos. Para isso, o trabalho se divide em duas partes. A primeira consiste em explicar a forma como as tarifas são calculadas pelo Regulador. A segunda parte analisa o comportamento das tarifas em um conjunto de três distribuidoras das regiões sul, sudeste e nordeste do Brasil. 
1.5.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
· Analisar a composição da tarifa de energia elétrica;
· Identificar os fatores que explicam a diversidade dos reajustes da tarifa;
· Comparar as diferenças das tarifas entre as concessionárias.
1.6 ESTRUTURA DO TRABALHO
Este trabalho foi organizado em seis capítulos, assim expostos:
No primeiro capítulo é apresentada uma introdução onde se aborda o contexto histórico da tarifa de energia. O objetivo é apresentado e justificado fase a nova forma que a tarifa de energia elétrica é calculada. Ainda na introdução foi apresentado um escopo do trabalho com o ferramental didático que foi usado.
 O segundo capítulo apresenta todo o referencial teórico que busca, de uma forma ampla e geral, mostrar todas as componentes e variáveis que forma a tarifa de energia elétrica.
O terceiro capítulo consiste na apresentação da metodologia de trabalho que busca observar e comparar as variáveis que formam o reajuste tarifário anual entre algumas concessionárias de energia. 
O quarto capítulo busca mostrar olevantamento de dados e apuração de valores das variáveis entre as empresas concessionárias.
O quinto capítulo demonstra os resultados obtidos na comparação das variáveis analisadas, bem como uma discussão sobre os mesmos.
O sexto capítulo apresenta as conclusões mais importantes do trabalho. Listou-se também alguns tópicos que não foram abordados e que podem virem a ser considerados em trabalhos futuro.
2. REFERENCIAL TEÓRICO.
2.1. 	Contexto.
A distribuição de energia elétrica sofre uma forte regulação em seu aspecto técnico e econômico por parte do estado e se caracteriza como monopólio natural. As tarifas cobradas ao consumidor são definidas pela Agência Reguladora de forma a permitir o equilíbrio econômico financeiro para a empresa distribuidora e ao mesmo tempo beneficiar o consumidor final com tarifas razoáveis. (RAMOS, BRANDÃO e CASTRO, 2012).
A partir da implantação da ANEEL, como agência reguladora, a metodologia para o cálculo da tarifa passa a ser a de regulação por incentivos e preço limite conhecida como PRICE CAP também conhecido como modelo RPI-X baseado na fixação de um preço teto para cada ano que por sua vez é baseado no índice de inflação e um fator de eficiência X. (CARÇÃO, 2011).
2.1.1. Composição das Tarifas.
Os consumidores de energia elétrica pagam um valor correspondente a quantidade de energia elétrica consumida em um determinado período de tempo, em geral um intervalo entre 15 e 45 dias que são os intervalos mínimos e máximos. O consumo, medido em KWH (quilowatt-hora) é multiplicado por um valor unitário, denominado tarifa, medido em R$/KWH (reais por quilowatt-hora), no caso de consumidores com tarifação monômia, cujo resultado será à conta de energia desse consumidor. (CARÇÃO, 2011).
 2.1.2. Classes e subclasses de consumo de energia elétrica.
A tarifa de energia elétrica é aplicada conforme as classes e subclasses de consumidores identificadas como (AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA 2018): 
Residencial – unidades destinadas à moradia permanente, como casas e apartamentos;
Industrial – consumidores que desenvolvem atividade industrial, inclusive o transporte de matéria prima, insumo ou produto resultante do seu processamento;
Comercial, Serviços e Outras Atividades – serviços de transporte, comunicação e telecomunicação e outros afins;
Rural – atividades de agropecuária, cooperativa de eletrificação rural, indústria rural, coletividade rural e serviço público de irrigação rural;
Poder Público – atividades dos poderes públicos: Federal, Estadual ou Distrital e Municipal;
Iluminação Pública – iluminação de ruas, praças, jardins, estradas e outros logradouros de domínio público de uso comum e livre acesso, de responsabilidade de pessoa jurídica de direito público;
Serviço Público – serviços de água, esgoto e saneamento;
Consumo Próprio – consumo de energia elétrica da própria empresa de distribuição.
2.1.3. Componentes das tarifas.
Duas componentes definem a base da tarifa de energia para os consumidores:
Demanda de potência – que corresponde à média de potência solicitada junto a concessionária e medida em quilowatt em geral no período de 30 dias.
Consumo de energia – corresponde ao valor acumulado pelo uso da potência elétrica disponibilizada ao consumidor no período de 30 dias e medida em quilowatt-hora ou megawatt-hora. 
Nem todos os consumidores pagam tarifas de demanda de potência. Isso depende da estrutura tarifária e da modalidade de fornecimento na qual o consumidor está enquadrado. (CARÇÃO, 2011).
 2.1.4. Estrutura Tarifária.	
No Brasil, as tarifas de energia elétrica estão estruturadas em dois grandes grupos de consumidores: “grupo A e grupo B”. (PROGRAMA NACIONAL DE CONSERVAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA, 2011).
As tarifas do grupo A são para consumidores atendidos pela rede de alta tensão, de 2,3 a 230 quilovolts (KV):
A1 para o nível de tensão de 230 kV ou mais;
A2 para o nível de tensão de 88 a 138kV;
A3 para o nível de tensão de 69 kV;
A3a para i nível de tensão de 30 a 44 kV;
A4 para o nível de tensão de 2,3 a 25kV;
AS para o sistema subterrâneo.
As tarifas do “grupo A” são construídas em três modalidades de fornecimento: convencional, horo-sazonal azul e horo-sazonal verde:
 
a) Estrutura tarifária convencional: é caracterizada pela exigência de um contrato especifico com a concessionária, onde se acorda um único valor da demanda pretendida pelo consumidor (Demanda Contratada). Sua aplicação independe das horas de utilização do dia e dos períodos do ano. O consumidor atendido em alta tensão pode optar pela estrutura tarifária convencional se a demanda contratada for inferior a 300 kW.
b) Estrutura tarifária horo-sazonal: é caracterizada pela exigência de contrato com a concessionaria e aplicação de tarifas diferenciadas de consumo de energia elétrica e de demanda de potência, de acordo com as horas de utilização do dia e dos períodos do ano. Essa estrutura tarifária visa racionalizar o consumo de energia elétrica ao longo do dia e do ano, motivando o consumidor, pelo valor diferenciado das tarifas, a consumir mais energia elétrica nos horários do dia e nos períodos do ano em que ela for mais barata em geral no período úmido e fora de ponta.
c) Tarifa horo-sazonal azul: constitui como fornecimento estruturado para a aplicação de tarifas diferenciadas de consumo de energia elétrica, mediante contrato específico com a concessionária, de acordo com as horas de utilização do dia e dos períodos do ano, bem como de tarifas diferenciadas de demanda de potência de acordo com as horas de utilização do dia. Ela é aplicável obrigatoriamente às unidades consumidoras atendidas pelo sistema elétrico interligado, e com tensão de fornecimento igual ou superior a 69 kV e opcional para as unidades consumidoras abaixo de 69 KV que se enquadram na tarifa horo-sazonal verde.
Para as horas do dia são estabelecidos dois períodos, denominados “ponta e fora ponta”. A tarifa “ponta” corresponde a um período de três horas consecutivas definidas pela distribuidora local e aprovado pela ANEEL. A tarifa “fora ponta” compreende as demais horas dos dias úteis e as 24 horas dos sábados, domingo e feriados. 
Para o ano, são estabelecidos dois períodos: “período seco”, quando a incidência de chuvas é menor (maio a novembro), e “período úmido” quando o volume de chuvas é maior. As tarifas no período seco são mais altas devido à menor quantidade de água nos reservatórios das usinas hidrelétricas o que faz com que se recorra ao uso de energia termelétrica (mais cara).
Possui a seguinte estrutura:
Demanda de potência (R$/Kwh)
· Um valor para o horário de ponta (P)
· Um valor para o horário fora de ponta (FP)
Consumo de energia (R$/MWh)
· Um valor para o horário de ponta período úmido (PU)
· Um valor para o horário fora de ponta em período úmido (FPU)
· Um valor para o horário de ponta em período seco (PS)
· Um valor para o horário fora de ponta em período seco (FPS)
B2) Tarifa horo-sazonal verde: Aplica-se as unidades consumidoras com consumo até 69 KV mediante contrato específico com a concessionária. Aplica-se tarifas diferenciadas de consumo de energia elétrica, de acordo com as horas de utilização do dia e dos períodos do ano, bem como de uma única tarifa de demanda de potência independente da hora do dia ou período do ano.
Possui a seguinte estrutura:
Demanda de potência (R$/KW):
· Valor único 
Consumo de energia (R$/MWh):
· Um valor para o horário de ponta em período úmido (PU)
· Um valor para o horário fora de ponta em período úmido (FPU)
· Um valor para o horário de ponta em período seco (PS)
· Um valor para o horário fora de ponta em período seco (FPS) 
As tarifas do grupo “B” se destinam às unidades consumidoras atendidas em tensão inferior a 2,3 kV e são estabelecidas para as seguintes classes (e subclasses) de consumo:
B1 – Classe residencial e subclasse residencial baixa renda;
B2 – Classe rural e subclasses como: agropecuária, cooperativa de eletrificação rural, indústria rural, serviço público de irrigação rural;
B3 – Outras classes: industrial, comercial,serviços e outras atividades, poder público, serviço público e consumo próprio;
B4 – Classe iluminação pública.
As tarifas do “grupo B” são estabelecidas somente para o componente de consumo de energia, em reais por megawatt-hora, considerando que o custo da demanda de potência está incorporado ao custo do fornecimento de energia em megawatt-hora (CARÇÃO, 2011). 
2.2. Variáveis para o cálculo da tarifa. 
As tarifas de energia elétrica são calculadas e fixadas anualmente pelo agente regulador sendo decomposta em três variáveis:
I – Custos não gerenciáveis (Parcela A)
II – Custos gerenciáveis (Parcela B)
III – Componentes financeiros (Parcela C)
2.2.1. Custos não gerenciáveis (Parcela A).
Os custos não gerenciáveis, também conhecidos como Parcela A, envolve os custos incorridos pela distribuidora e encargos setoriais previsto em legislação específica e não estão sob a esfera de controle administrativo das distribuidoras. São repassados diretamente para as tarifas segundo regras muito claras ditadas pela ANEEL. A parcela A é composta pelos seguintes itens: Compra de energia; Pagamento dos serviços de transmissão de energia a longa distância; encargos setoriais; e perdas conforme indica a tabela n°1. (RAMOS, BRANDÃO, e CASTRO, 2012). 
 Tabela 1 – Custos não gerenciáveis (continua)
	CUSTOS NÃO GERENCIÁVEIS - PARCELA A
	COMPRA DE ENERGIA PARA REVENDA
	PERDAS
	ENCARGOS SETORIAIS
	CUSTOS COM TRANSPORTE DE ENERGIA
	 
	Fonte: ANEEL
ENCARGOS SETORIAIS.
São custos não gerenciáveis suportados pelas concessionárias de distribuição de energia elétrica, instituídos por lei, tendo o seu repasse aos consumidores, decorrentes da garantia do equilíbrio econômico-financeiro contratual. Segue, abaixo, uma definição da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE que é considerada pelo agente regulador o principal encargo setorial.
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE: É um fundo setorial que tem como objetivo custear diversas políticas públicas do setor elétrico brasileiro, tais como universalização do serviço de energia elétrica em todo o território nacional; concessão de desconto tarifários a diversos usuários do serviço (baixa renda, rural, irrigante, serviço público de água, esgoto e saneamento, geração e consumo de energia de fonte incentivadas, etc); modicidade da tarifa em sistemas elétricos isolados (Conta de Consumo de Combustíveis – C,CC); competividade da geração de energia elétrica a partir da fonte carvão mineral nacional; entre outros.
Sua arrecadação consiste principalmente das quotas anuais pagas por todos os agentes comercializadores de energia elétrica com consumidores finais. Compete à ANEEL fixar a quota anual, que deve corresponder à diferença entre a necessidade total de recursos da conta e a arrecadação proporcionada pelas demais fontes (AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA, 2018).
A tabela n° 2 apresenta a evolução orçamentaria anual da C.D.E no período de 2016 a 2018:
 Tabela 2 – Evolução orçamentaria anual da C.D.E (Continua) 
	ORÇAMENTO CDE (EM R$ MILHOES)
	 
	 
	 
	DESPESAS
	2016
	2017
	2018
	RESTOS A PAGAR
	-
	-
	1.061
	UNIVERSALIZAÇÃO - PLPT + KIT INSTALAÇÃO
	973
	1.172
	1.172
	TARIFA SOCIAL BAIXA RENDA
	2.239
	2.498
	2.440
	CARVÃO MINERAL NACIONAL
	1.005
	909
	752
	CCC - SISTEMAS ISOLADOS
	6.339
	5.056
	5.346
	DESCONTOS TARIFÁRIOS NA DISTRIBUIÇÃO
	6.156
	6.051
	6.944
	DESCONTOS TARIFÁRIOS NA TRANSMISSÃO
	-
	288
	503
	SUBVENÇÃO COOPERATIVAS
	-
	-
	155
	FONTES RENOVÁVEIS E GÁS NATURAL
	-
	-
	-
	QUALIFICAÇÃO DE MÃO OBRA TÉCNICA
	-
	-
	-
	CAFT CCEE
	-
	15
	9
	RESERVA TÉCNICA
	-
	-
	460
	INDENIZAÇÃO DE CONCESSÕES
	1.242
	-
	-
 Tabela 2 – Evolução orçamentaria anual da C.D.E (Conclusão)
	
	
	
	
	SUBVENÇÃO RTE
	310
	-
	-
	VERBA MME
	27
	-
	-
	TOTAL
	18.291
	15.989
	18.842
	 
	 
	 
	 
	RECEITAS
	2016
	2017
	2018
	SALDO EM CONTA
	64
	714
	-
	UBP
	612
	668
	672
	MULTAS
	180
	176
	214
	RECURSOS DA UNIÃO
	 
	 
	
	RECURSOS DA RGR
	2.002
	1.210
	1.307
	OUTRAS DISPONIBILIDADES
	108
	184
	631
	QUOTAS CDE - ENERGIA (DEC 7.945/2013)
	3.472
	3.690
	3.796
	QUOTAS CDE – USO
	11.853
	9.348
	12.223
	TOTAL
	18.291
	15.990
	18.843
 Fonte: ANEEL
CUSTO COM TRANSPORTE DE ENERGIA.
Os custos de transporte de energia estão relacionados ao transporte de energia desde as unidades geradoras até o sistema de distribuição. Tanto o uso dos sistemas de transmissão quanto de distribuição, para fins de processos tarifários, é calculado considerando-se o montante de demanda contratada no período de referência, valorado pelas respectivas tarifas econômicas vigentes da data do processo tarifário (AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA, 2018). 
No tocante a custo com transporte de energia é importante salientar que:
· É assegurado o livre acesso aos sistemas de transmissão e de distribuição com vistas à manutenção das garantias de transporte de energia elétrica conforme Lei n° 9.074, de 07 de julho de 1995;
· Essa garantia ocorre mediante o ressarcimento do custo de transporte envolvido calculado pelo detentor do poder concedente.
.	
COMPRA DE ENERGIA ELÉTRICA PARA REVENDA.
A compra de energia elétrica por parte das concessionárias ocorre através de leilões promovidos pelo Ministério de Minas e Energia – MME, ou por sua delegação, nesse caso à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE. 
A partir da Lei n° 10.848, de 15 de março de 2004 ficou estabelecido dois ambientes de contratação no Sistema Interligado Nacional – SIN, o Ambiente de Contratação Regulada (ACR) e o Ambiente de Contratação Livre (ACL). Junto com a referida Lei foi criado o Decreto n°5.163/2004, que estabelece que os agentes de distribuição de energia devem garantir o atendimento de 100% de seus mercados de energia e potência tendo seus contratos registrados na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE (AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA, 2018).
Segue, abaixo, a classificação dos contratos de compra de energia:
Contratos Bilaterais: São de livre negociação entre os agentes firmados antes da Lei n°10.848, de 2004, para atendimento do Sistema Interligado. Aqui também se encontra as contratações de energia de Geração Distribuída decorrente da desverticalização, conforme dispõe a Lei n°10.848, de 2004.
Contratos de Itaipu: As concessionárias situadas nas regiões Sul, Sudeste e centro Oeste adquirem compulsoriamente a energia elétrica gerada em Itaipu por meio de Cotas Partes.
Cotas Angra I e II: Consiste na energia gerada pela Usina de Angra I e II que é comercializada com as concessionárias de energia elétrica adquirentes de cotas partes. As concessionárias de distribuição que atuem no Sistema Interligado Nacional – SIN adquirem compulsoriamente a energia elétrica gerada por Angra I e II conforme disposto no Art. 11 da Lei n°12.111, de 2009.
Leilões de Energia Existente: ocorrem em ambiente regulado e são definidos com base no art. 19 do Decreto n° 5.163, de 2004, para empreendimentos de geração existentes.
Leilões de Energia Nova: seguem as mesmas disciplinas dos Leilões de Energia Existente.
Leilões de Fonte Alternativa: ocorrem em ambiente regulado e são definidos com base no art. 19 do Decreto n° 5.163, de 2004, para fontes alternativas.
	
PERDAS.
 Perdas de energia é o somatório das perdas elétricas no sistema de distribuição, sendo divididas em perdas técnicas e perdas não técnicas. A compra de energia (parcela A) já inclui previsão de perdas. A distribuidora abastece seu mercado com a soma da energia destinada aos consumidores mais o que se perde na rede (AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA, 2018).
Tipos de perdas: 
A) Perda técnica – Montante de energia elétrica dissipada no sistema de distribuição em decorrência das leis da Física relativas aos processos de transporte, transformação de tensão e medição de energia elétrica;
B) Perda não técnica – Perdas associadas à distribuição de energia elétrica, tais como fraude e furtos de energia, erros demedição, erros no processo de faturamento, unidades consumidoras sem equipamento de medição, dentre outros.
C) Somente as perdas técnicas são repassadas integralmente para a tarifa.
2.2.2. Custos gerenciáveis (Parcela B). 
São custos diretamente gerenciáveis pela distribuidora próprios da sua atividade de distribuição. Não é permitida, as distribuidoras, repassar automaticamente os custos operacionais para as tarifas e sim somente os custos considerados, pela ANEEL, como eficientes. Os custos da parcela B são revisados a cada 4 anos no processo de revisão tarifária porem a mesma é atualizada anualmente pelo índice de correção monetária constante em contrato de concessão (reajuste tarifário) subtraindo o fator de eficiência chamado de fator X. (RAMOS, BRANDÃO e CASTRO, 2012).
A tabela n°3 indica a composição dos Custos Gerenciáveis (Parcela B)
Tabela 3 – Composição dos custos gerenciáveis
	CUSTOS OPERACIONAIS (+)
	TAREFAS COMERCIAIS
	TAREFAS ADMINISTRATIVAS
	SERVIÇOS DE TERCEIROS
	COTAS DE DEPRECIAÇÃO (+)
	RECOMPOSIÇÃO DO CAPITAL INVESTIDO
	RENTABILIDADE DO NEGÓCIO
	REMUNERAÇÃO DO INVESTIMENTO (+)
	CUSTO DO CAPITAL
	OUTRAS RECEITAS (-)
	RECEITAS INERENTES AO SERVIÇO
	ATIVIDADES ACESSÓRIAS PRÓPRIAS
	ATIVIDADES ACESSÓRIAS COMPLEMENTARES
 Fonte: ANEEL
CUSTOS OPERACIONAIS.
Correspondem aos custos com pessoal, materiais, serviços de terceiros, outros custos operacionais, tributos e seguros. Para o cálculo do referido custo a ANEEL busca definir o nível de eficiência de custos para execução dos processos de acordo com as condições previstas nos contratos de concessão e também as características das áreas de concessão.
O Processo para identificação do nível de eficiência de custos é produzido pela comparação entre as distribuidoras por meio de benchmarking que leva em consideração os atributos de cada concessionária. A partir dessas condicionantes é estabelecida uma meta, de “referencia” e não meta a ser alcançada, de custos operacionais regulatórios a ser atingidos ao longo do ciclo tarifário (empresa modelo) (AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA, 2018).
COTAS DE DEPRECIAÇÃO.
Tem como base recompor o capital investido, a remuneração dos investimentos e rentabilidade do negócio de distribuição dependendo apenas da taxa de depreciação dos bens das concessionárias e da base de remuneração regulatória. Em 2015, aumentou-se a taxa de remuneração do capital investido pelas distribuidoras, a fim de refletir o maior nível de risco para se investir no setor de distribuição de energia (AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA, 2018).
REMUNERAÇÃO DOS INVESTIMENTOS.
Depende do “Custo de Capital”, que é a taxa de rentabilidade a ser adotada no cálculo da remuneração das empresas e representa o custo de oportunidade dos recursos, compatível com um risco similar ao que enfrenta a atividade. O custo de capital é representado pela taxa de juros que as empresas usam para calcular o valor do dinheiro no tempo. Em geral as concessionárias possuem duas fontes de capital: o próprio e o de terceiros (AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA, 2018).
OUTRAS RECEITAS
São outras fontes de receitas relacionadas com a concessão de serviço público. Podem ser receitas de serviço de destruição de energia elétrica ou receitas de atividades acessórias. Vejamos:
Receitas inerentes ao serviço de distribuição: são receitas cobradas pela concessionária para execução de algum serviço que não consta na tarifa de energia elétrica.
Atividades acessórias próprias: São atividades reguladas prestadas somente pela distribuidora e sujeita a fiscalização. São elas: arrecadação de convênios, compartilhamento de infraestrutura, serviço de avaliação técnica e aferição de medidores. 
Atividades acessórias complementares: São atividades não reguladas relacionadas à fruição do serviço público de distribuição de energia elétrica podendo ser prestada tanto pela distribuidora como por terceiros. Exemplo: Elaboração de projetos, construção, manutenção, expansão ou reforma de rede interna de unidades consumidoras. 
2.2.3. Componente Financeiro (Parcela C). 
Define-se como a soma da parcela A mais a parcela B e uma série de outras rubricas de custos. No processo tarifário esses custos são determinados por previsão e sofrem variações durante o seu período de vigência. Alguns desses custos possuem mecanismo de captura dos desvios entre o que foi provisionado e o valor efetivamente realizado. A ideia é que, durante o ciclo tarifário, apure-se os desvios desses custos em relação ao valor que foi previsto na tarifa fixada no início de cada ciclo e compense no processo tarifário seguinte (AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA, 2016).
De um modo geral podemos dizer que a componente financeira foi criada com o intuito de corrigir as variações da parcela “A”, uma vez que esses custos são provisões que podem variar para mais ou para menos dentro do ciclo tarifário, e englobar os subsídios que são dados aos consumidores de baixa renda. 
A tabela n°4 indica as duas principais variáveis que compõem a componente financeira.
 Tabela 4 – Componente financeira 
	COMPONENTE FINACEIRA
	C.V.A
	SUBSÍDIOS
 
 
 Fonte: ANEEL
CVA: Conta de Variação da Parcela A
Tem como objetivo registrar as variações que podem ocorrer em todas as variáveis da parcela A tais como: Compra de energia elétrica, Custo com transporte de energia e encargos setoriais. O cálculo dessas variações tanto pode ser feito por variações do custo unitário como por variações de custo total.
Quando a CVA estiver tratando de variação de custo unitário o saldo é calculado pelo diferencial de preço entre o real e o previsto associado ao mês de competência de seu referido custo. Quando a CVA estiver tratando de variação de custo total o saldo é calculado pelo diferencial de custo real e previsto associado ao mês de competência de seu referido custo (AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA, 2016).
 A fórmula geral para cálculo da CVA é:
CVA = (1)
Onde:
Pagto variável n: corresponde ao valor da variável da parcela A que está sendo analisado no período;
Ct variável n: corresponde ao valor da variável da parcela A que está sendo analisado em uso no período de referência;
Selic dp = corresponde ao valor da Selic na data de pagamento
Selic du = corresponde ao valor da Selic no período anterior ao processo tarifário.
Subsídios:
Podem ser definidos como: Benefícios e descontos incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica (AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA, 2015).
2.3. TUSD e TE – COMO RECEITAS DAS CONCESSIONÁRIAS.
O agente regulador (ANEEL) estabeleceu o livre acesso de fornecedores bem como consumidores livres aos sistemas de distribuição e transmissão de energia elétrica das concessionárias. Para tanto foi criado um ressarcimento, TUSD e TE do custo de transporte envolvido em tal operação. No momento em que a ANEEL vai definir o valor da tarifa, para contratos de conexão e de uso dos sistemas de transmissão e distribuição, são consideradas as parcelas apropriadas do custo de transporte e das perdas de energia elétrica, os encargos de conexão e os encargos setoriais (AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA, 2006).
A tabela n°5 mostra as componentes que formam a chamada TUSD de aplicação e a TE de aplicação:
Tabela 5 – Componente TUSD / TE
	TUSD DE APLICAÇÃO
	TRANSPORTE;
	ENCARGOS;
	PERDAS;
	TARIFA DE ENERGIA - TE
	ENERGIA PARA REVENDA;
	ITAIPU (POTÊNCIA, TRANSPORTE E REDE BÁSICA;
	PERDAS ELÉTRICAS NA REDE BÁSICA;
	ENCARGOS DE SERVIÇOS DO SISTEMA;
	P&D / EFICIÊNCIA ENERGÉTICA
	TFSEE
 Fonte: ANEEL
TUSD TRANSPORTE:
Por sugestão, da ABRADEE, foi criada a divisão do componente fio em TUSD FIO A e TUSD FIO B para abranger variáveis distintas. Sendo que a TUSD FIO A incluiria os custos com ouso da rede básica ou das instalações de outras concessionárias de distribuição e os custos de conexão às instalações de transmissão e a TUSD FIO B incluiria a remuneração dos ativos necessários para a prestação do serviço e o custo operacional estabelecido na revisão periódica (AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA, 2005).
 A tabela n°6 mostra a configuração da TUSD TRANSPORTE vigente:
 Tabela 6 – TUSD Transporte
 Fonte: ANEEL
TUSD ENCARGOS:
De uma forma geral a TUSD ENCARGOS é calculada R$/KW ponderado pelos custos marginais de capacidade por faixa de tensão e é aplicada a todos os usuários da rede de distribuição (AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA, 2005). 
A tabela n°7 mostra a configuração da TUSD ENCARGOS vigente:
 Tabela 7 – TUSD Encargos
 Fonte: ANEEL
TUSD PERDAS:
Alocar as perdas técnicas e não técnicas na TUSD (R$/KW) diferenciando a mesma por nível de tensão, para os grandes consumidores de energia e concessionárias de energia, seria a melhor forma de rateio das perdas (AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA, 2005).
TE – TARIFA DE ENERGIA (FORMA GERAL):
Com intuito de simplificar a análise da TE, em todas as suas variáveis, optamos por definir o cálculo da TE de uma forma geral denominada de “parcela II” pela ANEEL:
Possui peso de 100% definida com base na somatória das variáveis que formam a TE é isonômica em todos os níveis de tensão e corresponde à tarifa obtida pela divisão entre o custo associado a cada variável formador da TE e o mercado de referência de energia.
2.3.1. – CALCULO DA TE E TUSD.
Calculo da TE: 
Fica estabelecida a estrutura horo-sazonal para os consumidores do grupo “A” com os seguintes percentuais (AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA, 2006):
· A tarifa no período seco deverá ser 12% maior em relação à tarifa do período úmido;
· A tarifa aplicada ao consumo verificado no horário de ponta deverá ser 72% maior em relação à tarifa do horário fora de ponta.
Calculo da TUSD:
É determinado por faixa de tensão com valores aplicáveis as demandas de potência ativa para todos os postos tarifários ponta e fora de ponta sendo calculado no período de revisão tarifária de acordo com os seguintes procedimentos (AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA, 2006):
· Definição do custo padrão por faixa de tensão a partir do custo incremental médio de longo prazo de cada concessionária;
· Estabelecimento do custo marginal de capacidade por faixa de tensão, considerando o custo padrão por faixa de tensão, as curvas de carga e o diagrama unifilar simplificado do fluxo de potência, na condição de carga máxima do ano do estudo tarifária;
· Definição da tarifa para cada faixa de tensão, conforme a proporção observada no custo marginal de capacidade por faixa de tensão e o mercado de demanda;
· As variáveis que formam a composição da TUSD serão reajustadas e calculadas mediante a aplicação do índice de reajuste tarifário (IRT item) sobre cada referida componente que será homologada da data de referência anterior (DRA), conforme a seguinte formula:
 IRT ITEM = (2)
Onde:
Valor1 = valor associado a cada item das componentes da TUSD, considerando as condições vigentes em data de reajuste em processamento (DRP) e o mercado de referência; 
Valor0 = valor associado a cada item das componentes da TUSD, considerando as condições vigentes em data de reajuste anterior (DRA) e o mercado de referência. 
· Para o cálculo da TUSD na parcela “B” será utilizado o índice de reajuste tarifário (IRT fio) nas componentes TUSD FIO B seguindo a fórmula:
IRT fio = (3)
Onde:
IVI = número índice obtido pela divisão dos índices do IGP-M do mês anterior à data do reajuste em processamento e o do mês anterior à data de referência anterior;
X – Valor definido pela ANEEL, nos termos da Resolução Normativa n° 55, de 05 de abril de 2004.
2.4. REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL - RTA
É um reajuste que ocorre ano a ano no período de vigência da Revisão Tarifária Periódica que ocorre a cada 4 anos. O valor das tarifas é reajustado com periodicidade anual, na data de aniversário estabelecida no contrato de concessão, exceto nos anos em que é realizada a Revisão Tarifária Periódica (RTP). Tem por finalidade verificar em quantos pontos percentuais, em média, as tarifas que nasceram no processo de revisão periódica devem ser reajustadas para se manter o equilíbrio econômico financeiro definido no momento da revisão (AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA, 2014). 
A fórmula de cálculo do Reajuste Tarifário Anual torna-se um tanto complexa por envolver as variáveis da parcela “A” mais as sub variáveis da receita anual das concessionárias. Porém, para efeito de estudos comparativos, podemos simplifica-la na seguinte fórmula:
IRT (ÍNDICE DE REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL) = IRT ECONÔMICO + IRT FINANCEIRO = IRT TOTAL
 IRT ECO = (4)
Onde:
RA1 = Receita anual na data do reajuste em processamento;
RA0 = Receita anual na data de referência anterior;
IRT FIN = (5)
Onde:
Rm = MWh reajuste/revisão atual / MWk reajuste/revisão ano anterior
Temos: A fórmula n°4 mais a fórmula n°5
IRT TOTAL = IRT ECO + IRT FIN (6)
2.5. REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA – RTP
É obrigatória para todas as concessionárias de distribuição elétrica. Geralmente é realizada a um período de cada quatro anos dependendo do que for estabelecido no contrato de concessão. Tem por objetivo garantir uma tarifa justa para consumidores e investidores e estimular o aumento da eficiência e da qualidade da distribuição de energia elétrica (CARÇÃO, 2011).
Compreende duas etapas sendo que a primeira etapa consiste em calcular a Receita Requerida (RR) e definir o Mercado de Referência e a segunda etapa realizar a abertura tarifária (AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA, 2015).
RECEITA REQUERIDA:
É composta pela soma da Parcela A e da Parcela B.
RR = (7)
Onde:
RR = Receita Requerida;
VPA = Valor da Parcela A que incorpora os custos relacionados às atividades de transmissão e geração de energia elétrica, inclusive a geração própria, além dos encargos setoriais;
VPB = Valor da Parcela B que incorpora os custos típicos da atividade de distribuição e de gestão comercial dos clientes.
VPA = (8)
Onde:
VPA = Valor da Parcela A;
CE = Custo de aquisição de energia elétrica e geração própria;
CT = Custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição;
ES = Encargos setoriais definidos em legislação específica.
 
VPB = (9)
Onde:
CAOM = Custo de Administração, Operação e Manutenção;
CAA = Custo Anual dos Ativos;
Pm = Fator de Ajuste de Mercado;
OR = Outras Receitas.
MERCADO DE REFERÊNCIA:
É composto pelos montantes de energia elétrica, de demanda de potência e de uso do sistema de distribuição, faturados no “Período de Referência” a outras concessionárias de distribuição, consumidores, autoprodutores e centrais geradoras que façam uso do mesmo ponto de conexão para importar ou injetar energia elétrica, bem como pelos montantes de demanda de potência contratada pelos demais geradores para uso do sistema de distribuição. O Período de Referência fica definido como o período de 12 meses imediatamente anterior ao mês da Revisão Tarifária Periódica (AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA, 2015).
Ainda no processo de revisão tarifária são definidos dois parâmetros a seremconsiderados nos reajustes tarifários:
· Fator X
· Percentual Regulatório de Perdas Não Técnicas;
FATOR X:
Tem por objetivo garantir o equilíbrio estabelecido na revisão tarifária entre receitas e despesas eficientes. Isso ocorre por meio da transferência ao consumidor dos ganhos potenciais de produtividade do segmento de distribuição de energia elétrica. Logo, podemos definir o fator X como um mecanismo de incentivo à melhoria da qualidade técnica e comercial dos serviços prestados ao consumidor (AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA, 2017).
O fator X é composto por três componentes, conforme fórmula descrita:
Fator X = (10)
Onde:
Pd = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição;
Q = Qualidade técnica e comercial do serviço prestado ao consumidor;
T = Trajetória de custos operacionais.
A componente Pd são ganhos de produtividade das distribuidoras de energia elétrica no período histórico analisado sendo ajustado pela variação observada do mercado e das unidades consumidoras. A componente Q é resultante da qualidade dos serviços técnicos e comerciais prestados por cada distribuidora aos seus consumidores. Por fim a componente T ajusta, ao longo de um período definido, os custos operacionais observados de cada concessionária ao custo operacional eficiente definida pela ANEEL.
CÁCULO DO Pd:
É calculado por equação que agrega a mediana da produtividade do segmento de distribuição, o crescimento médio do mercado faturado e a variação do número de unidades consumidoras da concessionária:
PD = (11)
Onde:
PTF = Produtividade Média do Segmento de Distribuição, de 1,53% a.a;
= Variação Anual de Mercado da Concessionária entre o processo tarifário em processamento e o processo tarifário anterior;
 = Variação Anual Média do Mercado das Distribuidoras, de 4,65% a.a;
 = Variação Anual do Número de Unidades Consumidoras faturados da concessionária entre o processo tarifário em processamento e o processo tarifário anterior;
 = Variação Anual Média do Número de Unidades Consumidoras de 3,39% a.a.
CÁLCULO DO Q:
O cálculo Q afere o desempenho comercial e âmbito técnico da concessionária:
Q = (12)
Onde:
 é calculado por meio dos indicadores DEC e FEC;
 = é aferido por outros cinco indicadores (FER, IASC, INS, IAB, ICO)
A tabela n°8 mostra os pesos, para as concessionárias, dos sete indicadores que compõem o desempenho comercial e técnico de Q:
 Tabela 8 – Índices e pesos técnicos “Q” 
 Fonte: ANEEL
CÁLCULO DO T:
A diferença entre os valores de meta regulatória e a receita de custos operacionais será deduzida ou acrescida às tarifas de forma gradual ao longo do ciclo de revisão da concessionária. Sendo assim, os custos operacionais e o componente T do fator X serão dadas pelas seguintes fórmulas (AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA, 2018): 
COP = (13)
TP = (14)
Onde:
COP = Valor de custos operacionais regulatórios a ser considerado na revisão tarifária em processamento;
TP = Componente de trajetória dos custos operacionais do fator X para a revisão em processamento;
VPBP = Valor da parcela B da revisão em processamento.
PERCENTUAL REGULATÓRIO DE PERDAS NÃO TÉCNICAS:
As perdas não técnicas representam todas as demais perdas associadas à distribuição de energia elétrica, tais como furto de energia, erros de medição, erros no processo de faturamento, unidades consumidoras sem equipamento de medição, etc. Por se tratar de uma questão social que envolve renda e situação sócio econômico do consumidor o agente regulador, ANEEL, optou por definir uma meta de perda não técnica de referência para uma área de concessão. Para a definição das metas e níveis regulatórios de perdas não técnicas é feito uma análise comparativa a partir da construção de um ranking de complexidade das áreas de concessão que permita medir a eficiência de cada distribuidora no combate às perdas não técnicas (AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA, 2015).
O percentual de perdas não técnicas sempre será calculado tendo o mercado de baixa tensão como referência, uma vez que não há perda não técnica no mercado de alta tensão, e será obtido pela diferença entre o total das perdas na distribuição menos o total de energia injetada na rede de distribuição, multiplicado pelo percentual de perda técnica regulatória mais recente conforme expressão a seguir:
PNT (%) = (15)
Onde:
PNT (%) = Percentual de perdas não técnicas sobre o mercado de baixa tensão;
Ptotal = Total de perdas na distribuição;
Einj = Total de energia injetada na rede de distribuição;
Ptec (%) = Percentual de perdas técnicas sobre energia injetada;
Mbt = Mercado de baixa tensão.
3. METODOLOGIA
 
A composição tarifária, conforme descrita em toda a primeira parte desse trabalho, é um processo extremamente complexo elaborado pelo agente regulador (ANEEL) que visa garantir preço justo para os consumidores e garantir o lucro para quem distribui. Diante de um quadro complexo, de reajuste tarifário, as concessionárias de energia e os grandes consumidores procuram trazer o seu planejamento econômico o mais próximo possível da realidade tarifária a fim de minimizar o impacto de tais reajustes em sua produção e por consequência seus lucros.
A metodologia usada para esse trabalho consiste em observar e comparar os valores de nove variáveis que compõem o reajuste tarifário de três empresas distintas. Em seguida procurou-se discutir, de posse dos resultados, o aspecto de cada variável dentro da área de atuação das empresas. Por último buscou-se mostrar a peso que cada variável possui na composição do reajuste tarifária anual.
 Vale ressaltar que as tarifas apresentadas na análise não contemplam os impostos: federal, estadual e municipal. 
A ideia central dessa análise, de comparação do reajuste tarifário anual entre três empresas distintas, é demonstrar o quanto a nova fórmula de cálculo da tarifa estabelecida pela Lei n° 8631/1993 trouxe justiça para o valor da tarifa de energia elétrica.
Para o desenvolvimento da análise foram utilizados os seguintes itens: 
· CONSUMIDORES CLASSE B 1 – RESIDENCIAL;
· TENSÃO INFERIOR A 2,3 KV;
· RTA – REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL 2018;
As variáveis das parcelas A, B e C usadas são:
· RECEITA ANUAL INICIAL;
· MERCADO DE REFERÊNCIA;
· ENCARGOS SETORIAIS;
· TRANSMISSÃO DE ENERGIA;
· COMPRA DE ENERGIA;
· PERDAS (TÉCNICAS E NÃO TÉCNICAS);
· FATOR X
· C.V.A;
· SUBSIDIOS
A figura n°1 mostra um fluxograma simplificado da estrutura das variáveis na composição da análise.
 Figura 1 – Fluxograma estrutural da análise
Fonte: ANEEL – Elaboração Própria
4. LEVANTAMENTO DE DADOS
Para elaborar a análise do comportamento das variáveis do cálculo da tarifa de energia, buscou-se observar o Reajuste Tarifário Anual de três concessionárias de três regiões distintas do Brasil conforme a tabela n°9:
 Tabela 9 – Concessionárias
	CONCESSIONÁRIAS
	ESTADO
	REGIÃO
	CELPE
	PE
	NORDESTE
	COPEL
	PR
	SUL
	ELETROPAULO
	SP
	SUDESTE
 Fonte: ANEEL
CELPE: Companhia de Eletricidade de Pernambuco, possui em sua carteira 3,4 milhões de clientes, atende todo o estado de Pernambuco e atualmente é o maior contribuinte de ICMS do estado de Pernambuco (COMPANHIA ENERGÉTICA DE PERNAMBUCO, 2018).
COPEL: Companhia Paranaense de Energia, atende diretamente a 4.515.938 unidades consumidoras em 394 municípios e 1.113 localidades (distritos, vilas e povoados) paranaenses. Nesse universo incluem-se 3,6 milhões de lares, 78 mil indústrias, 384 mil estabelecimentos comerciais e 356 mil propriedades rurais é a maior empresa do Paraná e atua com tecnologia de ponta nas áreas de geração, transmissãoe distribuição de energia, além de telecomunicações (COMPANHIA PARANAENSE DE ENERGIA, 2018).
ELETROPAULO: Atende 18 milhões de pessoas, distribuindo energia elétrica para 24 municípios da região metropolitana de São Paulo, incluindo a capital, que representam 0,05% do território brasileiro e produzem 17% do PIB nacional. É a maior distribuidora do país em termos de energia elétrica distribuída (AES ELETROPAULO, 2018).
A tabela n°10 mostra a colocação, das empresas citadas, no ranking dos maiores agentes por receitas de fornecimento de energia elétrica. 
 Tabela 10 – Ranking Receita Fornecimento 
	COLOCAÇÃO
	AGENTE
	RECEITA DE FORCECIMENTO 
	ANO
	1°
	ELETROPAULO
	R$ 6.606.775.929,99
	2018
	5°
	COPEL
	R$ 4.041.095.986,48
	2018
	11°
	CELPE
	R$ 2.299.433.442,23
	2018
 Fonte: ANEEL
 
A tabela n°11 mostra a colocação, das empresas citadas, no ranking dos maiores agentes por consumo (MWh).
 Tabela 11 – Ranking agentes por consumo
	COLOCAÇÃO
	AGENTE
	CONSUMO DE ENERGIA ELETRICA (MWh)
	ANO
	1°
	ELETROPAULO
	16.364.698,24
	2018
	4°
	COPEL
	9.969.048,99
	2018
	9°
	CELPE
	5.425.723,43
	2018
	
	
	
	
 Fonte: ANEEL
A tabela n°12 mostra a colocação, das empresas citadas, no ranking dos maiores agentes por unidades de consumidores.
 Tabela 12 – Ranking unidades consumidoras
	COLOCAÇÃO
	AGENTE
	UNIDADES CONSUMIDORAS
	ANO
	2°
	ELETROPAULO
	42.772.568
	2018
	4°
	COPEL
	27.508.203
	2018
	7°
	CELPE
	21.977.565
	2018
 Fonte: ANEEL
Em cada concessionária, no período de janeiro a junho de 2018, foi apurado o valor da tarifa mês a mês para os consumidores residenciais a fim de aferir o comportamento da TUSD e TE em relação ao ranking das tarifas de 2018 divulgado pela ANEEL conforme a tabela n°13:
Tabela 13 – Ranking das tarifas B1 2018
A tabela n°14 mostra o comportamento da TUSD e TE no período de janeiro a junho de 2018 entre as concessionárias cobradas nas contas de energia dos consumidores residências B1. Vale ressaltar que as tarifas demonstradas, em ambas as tabelas não possuem impostos.
Tabela 14 – TUSD/TE Concessionárias 2018
As diferenças, encontradas, na TUSD e TE entre o ranking das tarifas B1(tabela n°13) e o comportamento das mesmas descritas na tabela n°14 ocorreram devido ao mês em que a tarifa fornecida pela ANEEL entrou em vigor. 
4.1. DADOS OBTIDOS PARA A CELPE
CELPE
O reajuste anual da tarifa de energia elétrica da CELPE está estabelecido em contrato de concessão. Esse contrato foi firmado em 30 de março de 2000 sob o número 26/2000. (AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA, 2018).
Dados Técnicos: O gráfico n°1 apresenta os números de unidades consumidoras na área de concessão da CELPE.
 Gráfico 1 – Unidades Consumidoras (CELPE)
 Fonte: ANEEL/SAMP – Fevereiro 2018
O gráfico n°2 apresenta o consumo de energia das unidas consumidoras na área de concessão da CELPE.
 Gráfico 2 – Consumo de Energia (CELPE)
 Fonte: ANEEL/SAMP – Fevereiro 2018
RECEITA ANUAL INICIAL: A receita anual inicial, que compreende todo o ano de 2017, ficou em R$ 4.787.321.584,88. A tabela n°15, mostra como foi arrecadado esse montante:
 Tabela 15 – Receita anual inicial
	SUBGRUPOS
	 
	RECEITAS (R$)
	A1
	
	R$ 74.808.689,96
	A3
	
	R$ 95.613.543,87
	A4
	
	R$ 978.383.990,28
	BT
	
	R$ 3.396.918.469,63
	LIVRES A1
	
	R$ 3.584.179,35
	DEMAIS LIVRES
	
	R$ 213.847.088,55
	DISTRIBUIÇÃO
	
	R$ 6.345.840,23
	GERAÇÃO
	
	R$ 17.819.783,01
	TOTAL
	 
	R$ 4.787.321.584,88
	Fonte: ANEEL/SAMP – 2017
	
	
MERCADO DE REFERÊNCIA: O mercado de referência para o período de 2017/2018 ficou em 13.464.354 MWh o que representa uma perda de 0,96% em relação ao mercado de referência do ciclo 2016/2017 que foi de 13.595.445 MWh. Essa perda se dá pela migração de mercados cativos do subgrupo A3 para o mercado livre de energia que em tese representa uma perda na receita e eleva o custo tarifário. A tabela n°16 mostra o comportamento do mercado de referência para os dois períodos:
Tabela 16 – Mercado de referência 2016 A 2018
ENCARGOS SETORIAIS: São estabelecidos pela ANEEL e não representa ganho de receita para as concessionárias. Os valores dos encargos setoriais considerados para o reajuste tarifária da CELPE para 2018 estão descritos na tabela n°17:
 Tabela 17 – Encargos Setoriais
	ENCARGOS SETORIAIS
	 
	DRA 
	 
	DRP
	TAXA DE FISC. DE SERV - TFSEE
	
	R$ 5.682.244,75
	
	R$ 5.515.063,03
	CDE - CONT DESENV ENERG
	
	R$ 403.311.478,54
	
	R$ 450.504.320,68
	EER - ENC SERV SIST
	
	R$ 125.067.945,18
	
	R$ 136.679.807,83
	PROINFA
	
	R$ 93.252.176,50
	
	R$ 99.054.328,76
	P&D / EFICIÊNCIA ENERGÉTICA
	
	R$ 44.294.551,01
	
	R$ 48.758.580,31
	CONTRIBUIÇÃO O.N.S
	
	R$ 157.548,39
	
	R$ 158.136,00
	TOTAL DE ENCARGOS
	 
	R$ 671.765.944,37
	 
	R$ 740.670.236,61
	Fonte: ANEEL/SAMP - junho 2018
	
	
Os valores da DRP – Data de Reajuste em Processamento, que compreende o ano de 2018 sofreram um significante aumento em relação ao ano de 2017 representado pela DRA – Data de Reajuste Anterior.
TRANSMISSÃO: Os custos com transmissão de energia elétrica, desde as usinas até as redes de distribuição da concessionária, são compostos por: Rede Básica (Sistêmica e Fronteira), DIT Compartilhada e de uso exclusivo, Transporte de Itaipu, Uso da Rede Básica pela usina de Itaipu e Uso de Sistemas de Distribuição. O custo relativo ao Uso de Sistemas de Distribuição se aplica ao caso da CELPE, uma vez que ela acessa as redes de distribuição da Companhia Energética de Alagoas – CEAL, da Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia – COELBA e da ENERGISA PARAÍBA Distribuidora de Energia S.A (AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA, 2018).
A tabela n°18 mostra os valores dos encargos relacionados à transmissão de energia a serem considerados neste reajuste tarifário (DRA e DRP):
 Tabela 18 – Encargos na transmissão de energia
	COMPONENTES
	 
	DRA (R$)
	 
	DRP (R$)
	REDE BASICA
	
	R$ 224.974.474,11
	
	R$ 308.176.570,71
	REDE BASICA FRONTEIRA
	
	R$ 55.403.969,87
	
	R$ 62.685.417,23
	CONEXÃO
	
	R$ 11.732.739,81
	
	R$ 25.097.880,08
	USO DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO
	
	R$ 8.788.450,97
	
	R$ 11.559.806,90
	TOTAL DOS CUSTOS DE TRANSPORTE
	 
	R$ 300.899.634,76
	 
	R$ 407.519.674,92
	Fonte: ANEEL/SAMP - junho 2018
	
	
	
	
COMPRA DE ENERGIA: Para a compra de energia foi analisado somente os valores apurados nos leilões do ano de 2018 conforme a tabela n°19:
Tabela 19 – Leilões de compra de energia elétrica em 2018
Conforme a tabela n°19 o total do custo de compra de energia para a CELPE considerando, somente as compras no ano de 2018, é de R$1.030.347.075,93 (Ambiente regulado + Contrato Bilateral + Energia Base).
PERDAS ELETRICAS E ENERGIA REQUERIDA: Energia Requerida consiste em calcular o montante de energia que a concessionária deve comprar levando em conta as perdas elétricas. A ANEEL determina para fins tarifários o nível máximo de perdas (na distribuição – técnicas e não técnicas e na Rede Básica) a ser admitido em função do mercado a ser atendido pela distribuidora. A última revisão tarifária da CELPE (2017) estabeleceu o percentual de perdas técnicas em 9,98% (sobre a energia injetada da concessionária) e para perdas não técnicas (sobre o mercado de baixa tensão) o percentual de 13,58% a ser aplicado no reajuste de 2018. A tabela de n°20 mostra os valores percentuais de perdas para o reajuste de 2018 da CELPE.
 Tabela 20 – Perdas (técnicas e não técnicas)
	PERDAS
	 
	DRA
	 
	DRP
	NÃO TÉCNICA S/BAIXA TENSÃO
	
	13,79%
	
	13,58%
	TÉCNICA S/MERC. INJETADO
	
	9,98%
	
	9,98%
	REDE BÁSICA S/MERC. INJETADO
	
	2,39%
	
	2,44%
	 
	 
	 
	 
	 
	MERCADO BAIXA TENSÃO (MWh)
	 
	7.430.476
	 
	7.430.476
	Fonte: ANEEL/SAMP - junho 2018
	
	
A tabela n°21 mostra o total de Energia Requerida que o CELPE deve comprar acrescida das perdas.
 Tabela 21 – Energia requerida total
	MERCADO
	 
	DRA (MWh)
	 
	DRP (MWh)
	FORNECIMENTO10.677.542
	
	10.677.542
	PERDAS
	 
	DRA (MWh)
	 
	DRP (MWh)
	REDE B
	
	317.335
	
	322.735
	NÃO TÉCNICA
	
	1.024.663
	
	1.009.059
	TÉCNICA
	
	1.563.193
	
	1.561.463
	ENERGIA REQUERIDA
	 
	13.582.733
	 
	13.570.799
	Fonte: ANEEL/SAMP - junho 2018
	
	
FATOR X: A finalidade do Fator X é de garantir o equilíbrio entre receitas e despesas eficientes da concessionária ao longo do ciclo tarifário. A tabela n°22 mostra os percentuais das variáveis que compõem o Fator X para o reajuste tarifário da CELPE no período de 2018 aplicados sobre a Parcela “B” do ano anterior.
	 
Tabela 22 – Componentes fator x
	COMPONENTES
	 
	VALOR %
	PD
	
	1,33
	T
	
	0
	Q
	
	0,29
	FATOR X
	 
	1,62
	Fonte: ANEEL/SAMP – 2018
A tabela n°23 mostra o valor da Parcela B (DRA) no ano de 2017 corrigido pelo IGPM e pelo Fator X (tabela 22) que resulta no valor da Parcela B (DRP) para o ano de 2018.
 Tabela 23 – Parcela B - Corrigida
	DESCRIÇÃO
	 
	VALORES
	PARCELA B (DRA) R$
	
	R$ 1.500.109.653,51
	IGPM
	
	0,20%
	FATOR X
	
	1,62%
	PARCELA B (DRP) R$
	 
	R$ 1.478.804.735,13
	Fonte: ANEEL/SAMP - junho 2018
Vale ressaltar que o Reajuste Tarifário Anual não contempla a Parcela B com todas as suas variáveis recalculadas e sim apenas o seu valor total do ano anterior corrigido conforme a tabela n°23 demonstra.
CVA: Conta de compensação de variação de valores de itens da Parcela A, visa compensar os efeitos financeiros que ocorrem entre as datas de reajuste ou revisão da Parcela A. É considerada a variável mais complexa, a ser considerada no cálculo do reajuste tarifário anual, por envolver a correção de outras variáveis utilizadas na Parcela A. A tabela n°24 mostra os valores apurados da CVA em processamento (2018) para as devidas variáveis da Parcela A.
Tabela 24 – CVA (valores apurados 2018)
	DESCRIÇÃO
	DELTA (R$)
	 
	5° DIA UTIL ANTERIOR (R$)
	12 MESES SUBSEQUENTES
	CVA CDE
	R$ 4.213.581,09
	
	R$ 4.004.856,23
	R$ 4.138.758,80
	CVA CDE ENERGIA
	-R$ 56.048.651,68
	
	-R$ 58.176.000,29
	-R$ 60.121.117,84
	CVA REDE BÁSICA
	R$ 51.708.658,99
	
	R$ 52.311.879,34
	R$ 54.060.929,71
	CVA COMPRA DE ENERGIA
	R$ 520.659.696,42
	
	R$ 542.525.887,18
	R$ 560.665.268,03
	CVA PROINFA
	R$ 1.752.085,82
	
	R$ 1.778.611,99
	R$ 1.838.079,98
	CVA ESS/ERR
	-R$ 220.798.707,25
	
	-R$ 229.884.482,72
	-R$ 237.570.682,18
	TOTAL
	R$ 301.486.663,39
	 
	R$ 312.560.751,73
	R$ 323.011.236,50
	Fonte: ANEEL/SAMP - 2018
	
	
	
Vale ressaltar que os valores da CVA do 5° dia útil anterior à data do reajuste tarifário anual foram atualizados pela taxa média anual BM&F de 6,29 a.a..
SUBSÍDIOS: É o montante mensal de recursos da CDE (Conta de Desenvolvimento Energético) repassados as distribuidoras, pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, para custear os descontos tarifários concedidos. A tabela n°25 mostra os valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE.
Tabela 25 – Subsídios (valores repassados)
	TIPO
	 
	AJUSTE
	 
	PREVISÃO
	 
	VALOR MENSAL
	SUBSÍDIO CARGA FONTE INCENTIVADA
	
	R$ 536.365,31
	
	R$ 4.373.885,94
	
	R$ 4.910.251,25
	SUBSÍDIO GERAÇÃO FONTE INCENTIVADA
	
	R$ 151,46
	
	R$ 307.126,94
	
	R$ 307.278,40
	SUBSÍDIO ÁGUA, ESGOTO E SANEAMENTO
	
	R$ 53.333,84
	
	R$ 2.670.254,46
	
	R$ 2.723.588,30
	SUBSÍDIO RURAL
	
	-R$ 547.809,99
	
	R$ 5.479.427,06
	
	R$ 4.931.617,07
	SUBSÍDIO IRRIGANTE/AGRICULTOR
	
	-R$ 301.903,73
	
	R$ 2.053.328,51
	
	R$ 1.751.424,77
	TOTAL
	 
	-R$ 259.863,11
	 
	R$ 14.884.022,91
	 
	R$ 14.624.159,79
	Fonte: ANEEL 2018/SAMP – 2018
	
	
	
	
	
	
4.2. DADOS OBTIDOS PARA A COPEL
O reajuste anual da tarifa de energia elétrica da COPEL está estabelecido em contrato de concessão. Esse contrato foi firmado no ano de 1999 sob o número 046/1999 (AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA, 2018).
Dados Técnicos: O gráfico n°3 apresenta os números de unidades consumidoras na área de concessão da COPEL.
 Gráfico 3 – Unidades Consumidoras (COPEL)
 Fonte: ANEEL/SAMP – maio 2018
O gráfico n°4 apresenta o consumo de energia das unidas consumidoras na área de concessão da COPEL.
 
 Gráfico 4 – Consumo de energia (COPEL)
 Fonte: ANEEL/SAMP – maio 2018
RECEITA ANUAL INICIAL: A receita anual inicial, que compreende todo o ano de 2017, ficou em R$9.480.653.546,03. A tabela n°26, mostra como foi arrecadado esse montante:
 Tabela 26 – Receita Anual Inicial (COPEL)
	SUBGRUPOS
	 
	RECEITAS (R$)
	A2
	
	R$ 33.569.151,60
	A3
	
	R$ 12.138.954,69
	A3A
	
	R$ 335.764.407,64
	A4
	
	R$ 1.844.454.590,46
	AS
	
	R$ 10.943.266,05
	BT
	
	R$ 6.010.192.816,55
	SUPRIMENTOS
	
	R$ 142.874.264,74
	LIVRES A1
	
	R$ 38.910.119,71
	DEMAIS LIVRES
	
	R$ 997.148.916,54
	DISTRIBUIÇÃO
	
	R$ 8.132.578,54
	GERAÇÃO
	
	R$ 46.524.479,52
	TOTAL
	 
	R$ 9.480.653.546,04
	Fonte: ANEEL/SAMP – 2017
	
	
MERCADO DE REFERÊNCIA: O mercado de referência para o período de 2017/2018 ficou em 29.630.354 MWh. Apesar do aumento, de uma forma geral, no mercado de referência no período de 2017/2018 nota-se que há perdas significativas nos mercados dos subgrupos A2, A3, A3A, A4 e AS justamente nos mercados onde as tarifas são maiores. A tabela n°27 aponta os ganhos e perdas nos dois períodos.
Tabela 27 – Mercado de referência 2016 A 2018
ENCARGOS SETORIAIS: São estabelecidos pela ANEEL e não representa ganho de receita para as concessionárias. Os valores dos encargos setoriais considerados para o reajuste tarifária da COPEL para 2018 estão descritos na tabela n°28:
 Tabela 28 – Encargos Setoriais
	ENCARGOS SETORIAIS
	 
	DRA (R$)
	 
	DRP (R$)
	TFSEE - TAX FISC SERV
	
	R$ 9.866.506,00
	
	R$ 10.356.298,87
	CDE - CONT DESENV ENERG
	
	R$ 1.445.537.604,98
	
	R$ 1.783.804.638,35
	EER - ENC SERV SIST
	
	R$ 337.597.517,67
	
	R$ 257.130.316,35
	PROINFA
	
	R$ 213.863.766,55
	
	R$ 225.836.294,59
	P&D / EFICIÊNCIA ENERGÉTICA
	
	R$ 81.221.948,60
	
	R$ 89.023.442,65
	TOTAL DE ENCARGOS
	 
	R$ 2.088.087.343,80
	 
	R$ 2.366.150.990,81
	Fonte: ANEEL/SAMP - 2018
	
	
	
	
Nota-se um aumento dos encargos, de uma forma geral, no período do processamento (2017/2018) o que resulta em um maior aumento nas tarifas de energia para todos os consumidores. 
TRANSMISSÃO: Os valores e os encargos relacionados à transmissão de energia, para o período anterior ao reajuste 2016/2017(DRA) e para o período de processamento 2017/2018(DRP) estão demostrados na tabela n°29.
 Tabela 29 – Encargos na transmissão de energia
	COMPONENTES
	 
	DRA (R$)
	 
	DRP (R$)
	REDE BASICA
	
	R$ 541.915.631,72
	
	R$ 543.112.503,32
	REDE BASICA FRONTEIRA
	
	R$ 236.578.339,05
	
	R$ 244.895.585,98
	REDE BASICA O.N.S (A2)
	
	R$ 1.848.593,50
	
	R$ 1.887.223,20
	REDE BASICA EXPORT (A2)
	
	-
	
	-
	MUST ITAIPU
	
	R$ 67.215.672,68
	
	R$ 74.618.371,98
	TRANSPORTE ITAIPU
	
	R$ 100.919.980,55
	
	R$ 112.012.706,24
	CONEXÃO
	
	R$ 25.689.057,06
	
	R$ 45.213.560,95
	TOTAL DOS CUSTOS DE TRANSPORTE
	 
	R$ 974.167.274,56
	 
	R$ 1.021.739.951,67
	Fonte: ANEEL/SAMP - 2018
	
	
	
	
Nota-se, tal como os encargos setoriais, que os custos de transporte ou transmissão de energia entre o período do último reajuste (DRA) e o reajuste atual (DRP) sofreu aumento que acarreta aumento nas tarifas de energia.
COMPRA DE ENERGIA: Para a compra de energia foi analisado somente os valores apurados nos leilões do ano de 2018 conforme a tabela n°30.
Tabela 30 – Leilões de compra de energia em 2018
Conforme a tabela n°30 o total do custo de compra de energia para a COPEL considerando somente as compras no ano de 2018 é de R$4.076.895.064,87 (Ambiente regulado + Contrato Bilateral + Energia Base).
PERDAS ELETRICAS E ENERGIA REQUERIDA: Energia Requerida consiste em calcular o montante de energia que a concessionária deve comprar levando em conta as perdas elétricas. A ANEEL determina para fins tarifários o nível máximo de perdas (na distribuição – técnicas e não técnicas e na Rede Básica) a ser admitido em função do mercadoa ser atendido pela distribuidora. A tabela n°31 apresenta os valores de perdas de energia elétrica da COPEL utilizados no atual reajuste tarifário.
 Tabela 31 – Perdas (técnicas e não técnicas)
	PERDAS
	 
	DRA
	 
	DRP
	NÃO TÉCNICA S/BAIXA TENSÃO
	
	4,70%
	
	4,70%
	TÉCNICA S/MERC. INJETADO
	
	6,22%
	
	6,22%
	REDE BÁSICA S/MERC. INJETADO
	
	2,13%
	
	1,81%
	 
	 
	 
	 
	 
	MERCADO BAIXA TENSÃO (MWh)
	 
	13.725.882
	 
	14.085.122
	Fonte: ANEEL/SAMP - 2018
	
	
	
	
Apesar dos percentuais entre os dois períodos não terem sofrido alterações houve um aumento nas perdas no mercado de baixa tensão o que implica em uma maior quantidade de energia requerida por parte da concessionária.
A tabela n°32 mostra o total de Energia Requerida que a COPEL deve comprar acrescida das perdas.
 Tabela 32 – Energia requerida total
	MERCADO
	 
	DRA (MWh)
	 
	DRP (MWh)
	FORNECIMENTO
	
	21.051.315
	
	19.663.070
	SUPRIMENTOS
	
	553.895
	
	447.526
	PERDAS
	 
	DRA (MWh)
	 
	DRP (MWh)
	REDE B
	
	514.558
	
	417.963
	NÃO TÉCNICA
	
	1.927.336
	
	2.026.643
	TÉCNICA
	
	645.116
	
	662.001
	ENERGIA REQUERIDA
	 
	24.692.220
	 
	23.217.203
	Fonte: ANEEL/SAMP – 2018
	
	
FATOR X: A finalidade do Fator X é de garantir o equilíbrio entre receitas e despesas eficientes da concessionária ao longo do ciclo tarifário. A tabela n°33 mostra os percentuais das variáveis que compõem o Fator X para o reajuste tarifário da COPEL no período de 2018 aplicados sobre a Parcela “B” do ano anterior.
 Tabela 33 – Componentes do fator x
	COMPONENTES
	 
	VALOR %
	PD
	
	1,12
	T
	
	-1,98
	Q
	
	-2,00
	FATOR X
	 
	-1,06
	Fonte: ANEEL/SAMP - 2018
A tabela n°34 mostra o valor da Parcela B (DRA) no ano de 2017 corrigido pelo IPCA e pelo Fator X (tabela 33) que resulta no valor da Parcela B (DRP) para o ano de 2018.
 Tabela 34 – Parcela B – Corrigida
	DESCRIÇÃO
	 
	VALORES
	PARCELA B (DRA) R$
	
	R$ 2.381.857.879,62
	IGPM
	
	2,86%
	FATOR X
	
	-1,06%
	PARCELA B (DRP) R$
	 
	R$ 2.411.312.362,08
	Fonte: ANEEL/SAMP – 2018
Vale ressaltar que o Reajuste Tarifário Anual não contempla a Parcela B com todas as suas variáveis recalculadas e sim apenas o seu valor total do ano anterior corrigido conforme a tabela n°34 demonstra.
CVA: Conta de compensação de variação de valores de itens da Parcela A, visa compensar os efeitos financeiros que ocorrem entre as datas de reajuste ou revisão da Parcela A. É considerada a variável mais complexa, a ser considerada no cálculo do reajuste tarifário anual, por envolver a correção de outras variáveis utilizadas na Parcela A. A tabela n°35 mostra os valores apurados da CVA em processamento (2018) para as devidas variáveis da Parcela A.
Tabela 35 – CVA (valores apurados 2018)
	DESCRIÇÃO
	DELTA (R$)
	 
	5° DIA UTIL ANTERIOR (R$)
	12 MESES SUBSEQUENTES
	CVA CDE
	R$ 54.072.834,44
	
	R$ 53.513.033,64
	R$ 55.332.946,92
	CVA CDE ENERGIA
	-R$ 27.407.286,92
	
	-R$ 29.319.699,90
	-R$ 30.316.827,28
	CVA REDE BÁSICA
	R$ 57.548.110,90
	
	R$ 59.145.891,53
	R$ 61.157.371,46
	CVA COMPRA DE ENERGIA
	R$ 1.114.550.394,53
	
	R$ 1.166.947.183,60
	R$ 1.206.533.639,90
	CVA PROINFA
	R$ 5.753.464,91
	
	R$ 5.856.959,18
	R$ 6.056.147,25
	CVA ESS/ERR
	-R$ 457.859.251,22
	
	-R$ 477.080.765,07
	-R$ 493.305.702,40
	TRANSORTE DE ITAIPU
	R$ 16.513.590,59
	
	R$ 16.953.821,60
	R$ 17.530.400,47
	TOTAL
	R$ 763.171.857,23
	 
	R$ 796.016.424,58
	R$ 822.987.976,32
	Fonte: ANEEL/SAMP - 2018
	
	
	
SUBSÍDIOS: É o montante mensal de recursos da CDE (Conta de Desenvolvimento Energético) repassados as distribuidoras, pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, para custear os descontos tarifários concedidos. A tabela n°36 mostra os valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE.
Tabela 36 – Subsídios (valores repassados)
	TIPO
	 
	AJUSTE
	 
	PREVISÃO
	 
	VALOR MENSAL
	SUBSÍDIO CARGA FONTE INCENTIVADA
	
	R$ 9.230.193,40
	
	R$ 18.535.643,53
	
	R$ 27.765.836,93
	SUBSÍDIO GERAÇÃO FONTE INCENTIVADA
	
	R$ 59.789,35
	
	R$ 1.435.807,77
	
	R$ 1.495.597,12
	SUBSÍDIO DISTRIBUIÇÃO
	
	-R$ 686.401,62
	
	R$ 723.381,23
	
	R$ 36.979,61
	SUBSÍDIO AGUA, ESGOTO E SANEAMENTO
	
	R$ 72.211,23
	
	R$ 4.128.421,63
	
	R$ 4.200.632,85
	SUBSÍDIO RURAL
	
	R$ 828.068,26
	
	R$ 27.557.350,51
	
	R$ 28.385.417,77
	SUBSÍDIO IRRIGANTE/AGRICULTOR
	
	R$ 46.790,06
	
	R$ 767.741,78
	
	R$ 814.531,84
	TOTAL
	 
	R$ 9.550.650,68
	 
	R$ 53.148.346,45
	 
	R$ 62.698.996,12
	Fonte: ANEEL 2018/SAMP – 2018
	
	
	
	
	
	
4.3. DADOS OBTIDOS PARA A ELETROPAULO
O reajuste anual da tarifa de energia elétrica da ELETROPAULO está estabelecido em contrato de concessão. Esse contrato foi firmado no ano de 1998 sob o número 162/1998 (AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA, 2018).
Dados Técnicos: O gráfico n°5 apresenta os números de unidades consumidoras na área de concessão da ELETROPAULO.
 Gráfico 5 – Unidades Consumidoras (ELETROPAULO)
 Fonte: ANEEL/SAMP – junho 2018
O gráfico n°6 apresenta o consumo de energia das unidas consumidoras na área de concessão da ELETROPAULO.
 Gráfico 6 – Consumo de energia (ELETROPAULO)
 Fonte: ANEEL/SAMP – junho 2018
RECEITA ANUAL INICIAL: A receita anual inicial, que compreende todo o ano de 2017, ficou em R$13.875.389.836,46. A tabela n°37, mostra como foi arrecadado esse montante:
 Tabela 37 – Receita anual inicial (ELETROPAULO)
	SUBGRUPOS
	 
	RECEITAS (R$)
	A2
	
	R$ 140.937.865,11
	A3
	
	R$ 75.291.062,05
	A4
	
	R$ 2.643.187.745,05
	AS
	
	R$ 137.514.499,99
	BT
	
	R$ 9.860.660.983,32
	SUPRIMENTOS
	
	R$ 5.581.850,37
	DEMAIS LIVRES
	
	R$ 1.008.346.786,81
	DISTRIBUIÇÃO
	
	R$ 230.086,04
	GERAÇÃO
	
	R$ 3.638.957,72
	TOTAL
	 
	R$ 13.875.389.836,46
	Fonte: ANEEL/SAMP – 2018
	
	
MERCADO DE REFERÊNCIA: O mercado de referência para o período de 2017/2018 ficou em 43.201.947 MWh. Apesar do aumento, de uma forma geral, no mercado de referência no período de 2017/2018 nota-se que há perdas significativas nos mercados dos subgrupos A2, A3, A4 e AS justamente nos mercados onde as tarifas são maiores. A tabela n°38 aponta os ganhos e perdas nos dois períodos.
Tabela 38 – Mercado de referência 2016 A 2018
ENCARGOS SETORIAIS: São estabelecidos pela ANEEL e não representa ganho de receita para as concessionárias. Os valores dos encargos setoriais considerados para o reajuste tarifária da ELETROPAULO para 2018 estão descritos na tabela n°39:
 Tabela 39 – Encargos Setoriais
	ENCARGOS SETORIAIS
	 
	DRA (R$)
	 
	DRP (R$)
	TFSEE - TAX FISC SERV
	
	R$ 12.718.242,91
	
	R$ 13.732.180,57
	CDE - CONT DESENV ENERG
	
	R$ 2.278.275.322,79
	
	R$ 2.764.584.996,33
	EER - ENC SERV SIST
	
	R$ 523.513.836,86
	
	R$ 378.852.121,98
	PROINFA
	
	R$ 331.340.350,37
	
	R$ 338.242.118,46
	P&D / EFICIÊNCIA ENERGÉTICA
	
	R$ 118.591.312,43
	
	R$ 133.806.865,64
	CONTRIBUIÇÃO O.N.S
	
	R$ 534.539,08
	
	R$ 614.786,86
	TOTAL DE ENCARGOS
	 
	R$ 3.264.973.604,44
	 
	R$ 3.629.833.069,84
	Fonte: ANEEL/SAMP - 2018
	
	
	
	
Podemos notar que, tal como as outras concessionárias em análise, a Eletropaulo sofreu um aumento em seus encargos setoriais com destaque para a conta CDE que vai contribuir para um maior aumento médio em seu reajuste tarifário. 
TRANSMISSÃO: Os valores e os encargos relacionados à transmissão de energia, para o período anterior ao reajuste 2016/2017(DRA) e para o período de processamento 2017/2018(DRP) estão demostrados na tabela n°40.
 Tabela 40 – Encargos na transmissão de energia
	COMPONENTES
	 
	DRA (R$)
	 
	DRP (R$)
	REDE BASICA
	
	R$ 1.060.748.630,15
	
	R$ 935.849.087,81
	REDE BASICA FRONTEIRA
	
	R$ 198.788.590,43
	
	R$ 219.106.887,23
	REDE BASICA O.N.S (A2)
	
	R$ 763.500,00
	
	R$ 797.094,00
	MUST ITAIPU
	
	R$ 122.663.000,44
	
	R$ 111.118.247,46
	TRANSPORTE ITAIPU
	
	R$ 184.212.411,98
	
	R$ 197.182.723,88
	CONEXÃO
	
	R$ 71.039.643,68
	
	R$ 89.104.422,92
	USO DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO
	
	R$