Comercializacao v2017.2 cap3

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Comercialização de 
Energia – ACL e ACR
Capítulo 3 – Mercado, Tarifas e Preços
Prof. Alvaro Augusto W. de Almeida
Universidade Tecnológica Federal do Paraná
Departamento Acadêmico de Eletrotécnica
alvaroaugusto@utfpr.edu.br 
Contabilização na CCEE
• Todos os agentes da CCEE (geradores, 
comercializadoras e consumidores) submetem 
mensalmente seus contratos 
de compra e venda para registro na CCEE.
• A CCEE faz então um encontro de contas entre 
os contratos de compra e venda e 
os montantes gerados e consumidos.
• Objetivo: equilibrar o mercado.
Liquidação na CCEE
• A CCEE não reconhece os preços dos contratos 
de compra e venda, apenas os montantes.
• Como dificilmente os montantes contratados 
são iguais aos realizados, o resultado é uma 
diferença (sobra ou déficit).
• A CCEE é o mercado onde essas diferenças são 
liquidadas de maneira multilateral.
Liquidação: Situação 1
Liquidação: Situação 2
Comercializador Varejista
Fonte: O autor
Preços e Tarifas
• Preços:
• Fornecedores autorizados de energia elétrica (geradores 
e comercializadores).
• Negociados livremente entre as partes.
• Tarifas:
• Prestadoras de serviços públicos de transmissão e 
distribuição de energia elétrica.
• Reguladas pela ANEEL.
Características dos Mercados Livre e Cativo
Características Cativo Livre
Fornecedor Concessionária local Qualquer gerador ou 
comercializador do SIN
Preço de entrega Tarifas reguladas pela Aneel Livremente pactuado entre 
as partes
Preço do transporte Tarifas reguladas pela Aneel Tarifas reguladas pela Aneel
Reajuste do preço da 
energia
Determinado anualmente
pela Aneel
Indexador pactuado entre as 
partes
Prazo contratual Pré-estabelecido pela Aneel Livremente pactuado entre 
as partes
Volume De acordo com a energia 
consumida
Livremente pactuado entre 
as partes
Responsável pela entrega Concessionária local Concessionária local
Custo Marginal de Operação (CMO)
• Em economia o custo marginal representa a mudança no custo total quando a 
quantidade produzida é aumentada de uma unidade.
• Em mercados de energia mais desenvolvidos, em geral maciçamente 
termelétricos, o CMO é o custo da próxima usina a ser despachada. 
• Os preços de energia no mercado são então baseados no CMO, calculado pela 
livre interação entre oferta e demanda.
• Os preços podem variar diariamente, a cada hora, a cada meia hora, a cada 
quinze minutos, etc., dependendo do modelo adotado em cada país.
• No Brasil o CMO é calculado computacionalmente por subsistema, 
semanalmente e em três patamares: leve, médio e pesado.
• O valor mínimo do CMO é zero e o máximo é o custo do déficit (existem quatro 
patamares de custo do déficit, de 5% a 20% de corte).
CMO Semanal – SE/CO (R$/MWh)
Fonte: ONS
CMO Semanal – Sul (R$/MWh)
Fonte: ONS
CMO Semanal – Norte (R$/MWh)
Fonte: ONS
CMO Semanal – Nordeste (R$/MWh)
Fonte: ONS
CMO Semanal – Comparação (R$/MWh)
Fonte: ONS
Oferta e Demanda
• A Lei da Oferta e Demanda 
descreve o comportamento 
predominante dos consumidores 
na aquisição de bens e serviços 
em determinados períodos, em 
função de quantidades e preços.
• Nos períodos em que a demanda
por um determinado produto 
excede muito à procura, seu preço 
tende a cair. 
• Nos períodos em que a demanda 
passa a superar a oferta, a tendên-
cia é o aumento do preço.
Fonte: O autor
Funções Custo Futuro e Custo Presente
• FCF: atende à carga com 
térmicas. Custo presente é 
elevado. Custo futuro é baixo.
• FCP: atende à carga com 
hidráulicas. Custo presente é 
baixo. Custo futuro é elevado.
Fonte: O autor
CMO no SEB
• No Brasil, devido à diversidade hidrológica e ao risco hidrológico, decidiu-
se, desde o Projeto RE/SEB, que o CMO continuaria a ser calculado por 
uma cadeia de modelos computacionais:
Onde Obter o CMO
• O CMO é calculado semanalmente pelo ONS e publicado às sextas-feiras 
como parte do Programa Mensal de Operação: http://goo.gl/jee3i9
Preço de Liquidação de Diferenças (PLD)
• O PLD é calculado pela CCEE, utilizando-se o Newave e o Decomp, e 
publicado semanalmente, às sextas-feiras, geralmente após a publicação 
do CMO pelo ONS.
• O PLD é, em linhas gerais, o “CMO com piso e teto”.
• PLD max = R$ 422,56/MWh.
• PLD min = R$ 30,25/MWh.
• Esses valores são revistos anualmente pela ANEEL.
• Histórico de Preços Semanais (julho de 2001 em diante):
http://goo.gl/usRfqU
PLD mensal médio - SE/CO (R$/MWh)
Fonte: O autor
Comparação entre PLD e Nordpool
Curva de Carga Residencial Típica
Curva de Carga Residencial Típica
Curva de Carga Residencial Típica
Curva de Carga Residencial Típica
Carga do SIN – Copa 2010 - Domingo
Carga do SIN – Copa 2010 - Segunda
Afluências SE/CO
Fonte: O autor
Afluências Sul
Fonte: O autor
Afluências Nordeste
Fonte: O autor
Afluências Norte
Fonte: O autor
Armazenamentos SE/CO
Fonte: O autor
Armazenamentos Sul
Fonte: O autor
Armazenamentos Nordeste
Fonte: O autor
Armazenamentos Norte
Fonte: O autor
Cadeia de Custos do Setor Elétrico
Modelo Tarifário Vigente
Modelo Tarifário Vigente – TUSD 
• Parcela A - composta de preços considerados não gerenciáveis, cujo 
repasse de preços é automático para o consumidor.
• Composta de contratos de energia e encargos setoriais (como por exemplo, as 
tarifas dolarizadas de Itaipu, subsídios para os sistemas isolados na região 
amazônica e impostos em geral e principalmente a compra de energia nos 
leilões de expansão).
• Parcela B - composta pelos custos que a Aneel considera gerenciáveis.
• Composta por salários, depreciação, custos de capital, custos operacionais e de 
manutenção. São corrigidos anualmente pela variação do IGPM.
Grupos Tarifários – Baixa Tensão 
• Baixa Tensão (Grupo B)
• B1 residencial.
• B1 residencial baixa renda.
• B2 rural.
• B2 cooperativa de eletrificação rural.
• B2 serviço público de irrigação.
• B3 demais classes.
• B4 iluminação pública.
Grupos Tarifários – Alta Tensão 
• AS (Subterrâneo).
• A4: 2,3 kV a 25 kV.
• A3a: 30 kV a 44 kV.
• A3: 69 kV.
• A2: 88 kV a 138 kV.
• A1: 230 kV.
• Acima de 230 kV (em alguns estados inclusive em 230 kV) o consumidor 
se conecta diretamente à Rede Básica.
Tarifa de Energia (TE)
• Energia para revenda, contratada nos leilões.
• Transporte de Itaipu.
• Ajustes de curto prazo.
Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD)
• Perdas (comerciais e técnicas).
• Fio A (custos não gerenciáveis):
• Custo de aquisição e energia.
• Custo de transporte de energia.
• Encargos setoriais.
• Fio B (custos gerenciáveis):
• Custos operacionais.
• Cotas de depreciação.
• Remuneração do investimento.
• Outras receitas.
Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD)
• Encargos do Serviço de Distribuição:
• Tarifa de Fiscalização do Serviço de Energia Elétrica (TFSEE, Aneel).
• Reserva Global de Reversão (RGR).
• Pesquisa e Desenvolvimento (P&D).
• Energia de Reserva.
• ONS.
• Encargos do Sistema Elétrico:
• Conta de Desenvolvimento Energético (CDE).
• Conta do Consumo de Combustíveis (CCC).
• Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (Proinfa).
• Encargo de Energia de Reserva (EER).
Estrutura dos Encargos e Impostos
Fonte: D’ARAÚJO (2009)
Bandeiras Tarifárias (Res. 547/2013)
• As bandeiras tarifárias tomaram o lugar do antigo sistema de períodos 
seco e úmido.
• Verde: condições favoráveis de geração de energia. A tarifa não sofre 
nenhum acréscimo.
• Amarela: condições de geração menos favoráveis. A tarifa sofreacréscimo 
de R$ 15/MWh.
• Vermelha - Patamar 1: condições mais custosas de geração. A tarifa sofre 
acréscimo de R$ 30/MWh..
• Vermelha - Patamar 2: condições ainda mais custosas de geração. A tarifa 
sofre acréscimo de R$ 45/MWh.
Bandeiras Tarifárias (Res. 547/2013)
Evolução das Bandeiras
Composição Típica de Tarifas – 2016 
Tarifa Branca
• Aplicável a consumidores do Grupo B.
• Não aplicável ao subgrupo B4 e para as subclasses Baixa Renda do 
subgrupo B1.
• Horário Intermediário: 17h às 18h e das 21h às 22h, tarifa intermediária.
• Horário de Ponta: 18h às 21h, tarifa elevada.
• Horário Fora de Ponta, 22h às 17h do dia seguinte, tarifa baixa. 
Implantação adiada para 2015.
Tarifa Branca – Dias Úteis
Tarifa Branca – Sábados, Domingos e 
Feriados
Nova Estrutura Tarifária – Grupo B
Nova Estrutura Tarifária – Grupo A
Como calcular o ICMS, PIS e COFINS
• BC = Base de Cálculo.
• i = ICMS + PIS + COFINS (em pu).
𝐵𝐶 = 1 +
𝑖
1 − 𝑖
Exemplo
• PIS + COFINS = 6,20%.
• ICMS = 29% (Copel)
• i = ICMS + PIS + COFINS
• Tarifa = R$ 421,57/MWh (residencial convencional)
𝐵𝐶 = 1 +
0,29 + 0,062
1 − (0,29 + 0,062)
= 1,543
Tarifa com impostos= 1,543 × 421,47 = 𝑅$ 650,57/𝑀𝑊ℎ
Referências do Capítulo 3
• ANEEL. Estrutura tarifária para o serviço de distribuição de energia elétrica, 
2010. http://goo.gl/OazA6j
• BORN, P.H.S.; ALMEIDA, A.A.W. Mudanças estruturais no Setor Elétrico: 
formação e regulação de preços. CIER, Quito, 1998. http://goo.gl/Cb1pct
• CHADE, J. O custo marginal da operação: a base do PLD. 
http://goo.gl/L3Fs7U
• CELESC. Grupos e modalidades tarifárias. http://goo.gl/DtRwBK
• D’ARAUJO, R.P. Setor Elétrico Brasileiro: uma aventura mercantil. 2009. 
http://goo.gl/k6a8GT