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CONTRIBUIÇÕES REFERENTES À AUDIÊNCIA PÚBLICA Nº 048/2014
NOME DA INSTITUIÇÃO: ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE GRANDES
CONSUMIDORES INDUSTRIAIS DE ENERGIA E DE CONSUMIDORES LIVRES
ABRACE
AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL
ATO REGULATÓRIO: Audiência Pública nº 048/2014
OBJETO: Obter subsídios para o aprimoramento da metodologia de estrutura tarifária das concessionárias de distribuição de energia elétrica, bem como da Tarifa de Uso dos Sistemas de Distribuição para Centrais Geradoras - TUSDg.
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Sumário 1. Considerações gerais .......................................................................................... 3
2. Componente CDE da Tarifa de Energia ........................................................... 4
3. Relação ponta/fora ponta da TUSD e TE ........................................................ 8
4. Modulação dinâmica ............................................................................................ 8
5. TUSD modalidade carga do subgrupo A1 ..................................................... 10
6. Critério de cobrança das Perdas de Energia ................................................. 11
7. Padronização da disponibilização das planilhas de cálculo ....................... 15
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1. Considerações gerais
A Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e de
Consumidores Livres (Abrace) reconhece o trabalho que as áreas técnicas da Aneel
têm desenvolvido para aprimorar a metodologia para estabelecimento da estrutura
tarifária das distribuidoras de energia elétrica.
As alterações estruturais promovidas no âmbito da Audiência Pública n.º 120/2010
(AP 120) significaram um avanço positivo da regulação sobre o tema. O
aprimoramento relativo aos custos marginais, que passaram a ser calculados com
base nos custos médios por distribuidora, contribuiu para o aperfeiçoamento do
cálculo da estrutura vertical e, associado ao tratamento dado aos custos comerciais
das distribuidoras, eliminou grande parte dos subsídios cruzados existentes entre os
níveis de tensão.
A evolução da metodologia também se estendeu a outras modalidades e esquemas
de tarifação, como é o caso da tarifa branca, das bandeiras tarifárias, da eliminação
da sinalização sazonal, além da extinção da tarifa convencional aplicada à alta
tensão e de outros aprimoramentos. Destaca-se também a disponibilização das
planilhas de cálculo da estrutura tarifária, a partir das quais foi possível aos
consumidores reproduzir as contas e também contribuir para a mitigação de erros
quando dos processos de revisão tarifária específicos.
Embora esses aprimoramentos tenham sido muito importantes para o processo de
cálculo da estrutura tarifária, a Abrace entende que ainda há espaço para discutir os
critérios de rateio e cobrança da componente Perdas da Tarifa de Uso dos Sistemas
de Distribuição (TUSD). A associação acredita que seria importante recuperar parte
da lógica considerada até antes da mudança estrutural promovida pela Aneel. Esse
tema será discutido na seção 6 do presente documento.
Em relação à proposta de aperfeiçoamento da estrutura tarifária ora em discussão, a
Abrace considera imprescindível a separação da Conta de Desenvolvimento
Energético (CDE) em duas componentes: uma cobrada na TUSD e outra na Tarifa
de Energia (TE) para que haja isonomia entre os mercados livre e cativo, evitando
que custos inerentes ao mercado cativo sejam rateados entre consumidores livres.
No entanto, a Abrace solicita que a Aneel reveja os custos que devem ser alocados
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à componente TE_CDE para que se possa garantir essa isonomia. O assunto é
tratado na próxima seção.
Na seção 3 são feitas algumas considerações sobre a relação ponta/fora ponta da
TUSD e da TE. Na seção 4 a Abrace explora a proposta de modulação dinâmica e
propõe à Aneel que avance com o estudo de mecanismos de reação da demanda
por considerar que ela pode desempenhar um papel muito importante na otimização
da operação das redes de energia elétrica.
Na seção 5 a Abrace faz algumas considerações em relação à proposta de
aperfeiçoamento do cálculo da componente Fio A da TUSD aplicada às modalidades
distribuição e carga do subgrupo A1. Por fim, a seção 7 apresenta uma sugestão de
padronização da disponibilização das informações relativas aos processos tarifários.
2. Componente CDE da Tarifa de Energia
A partir da Medida Provisória n.º 579/2012 e da legislação e regulamentação que a
sucederam, a CDE passou a contemplar novas despesas que antes eram
reconhecidas nas tarifas de distribuição por meio da estrutura tarifária das
concessionárias. A Abrace se refere aos subsídios tarifários, cujos custos eram
alocados com base numa lógica em que parte deles era atribuída à TUSD e outra à
TE. Ou, dependendo do subsídio, o custo era alocado às duas, a partir de um critério
de proporcionalidade.
Ao montante de subsídios atribuído à TUSD era definido um fator de ajuste que,
aplicado igualmente a todas as tarifas (ponta, fora ponta e energia), guardava
relação com sua natureza. Assim, havia uma sinalização horária aos subsídios
relativos à componente de demanda da TUSD, tanto ponta quanto fora ponta.
Quando foram retirados da estrutura tarifária e incorporados às despesas da CDE,
os subsídios passaram a obedecer a lógica de rateio do encargo. Ou seja, abriu-se
mão da lógica de alocação dos subsídios entre TUSD e TE, com sinalização horária
para a componente de demanda ponta e fora ponta da TUSD, e passou-se a
considerar aos subsídios a mesma lógica da CDE. Assim, os subsídios passaram a
ser rateados na forma de selo (todos os níveis de tensão pagam a mesma tarifa) e
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cobrados em energia (R$/MWh), o que não distingue os consumidores entre si, nem
tampouco a responsabilidade de cada nível de tensão pela utilização das redes de
distribuição.
É nesse ponto que reside a preocupação da Abrace com relação aos efeitos que
passam a ser verificados como decorrência da definição e alocação dos recursos da
CDE. A partir dessa lógica, criou-se um subsídio cruzado entre consumidores
atendidos em diferentes tensões, e entre cativos e livres, em prejuízo destes.
A distorção entre os níveis de tensão ocorre porque os consumidores conectados
aos níveis mais altos têm um elevado fator de carga e, portanto, pagam
proporcionalmente mais pela energia do que pelo transporte. Como a tarifa é
rateada igualmente entre todos os níveis, na forma de selo, e cobrados em energia,
atribui-se um ônus maior a eles. Já a distorção entre os consumidores livres e
cativos ocorre porque parte dos subsídios era alocada a todos os consumidores e
outra parte apenas aos cativos. Ao ser incorporada à CDE, esta parcela, que era
cobrada apenas dos consumidores cativos, passou a ser cobrada também dos
livres, o que gerou o referido subsídio cruzado.
É pelos motivos mencionados acima que a Abrace considera imprescindível a
separação da CDE em duas componentes tarifárias: uma cobrada na TUSD e outra
na TE. Isso é muito importante para que haja isonomia entre os mercados livre e
cativo. Portanto, a Abrace apoia a proposta da Aneel de criar a componente CDE da
Tarifa de Energia.
Apesar de a separação da CDE em duas componentes ser muito bem vinda, o
entendimento da Abrace é de que alguns aprimoramentos precisam ser feitos para
garantir que a isonomia entre os mercados ocorra efetivamente. Ao tratar da
componente CDE da TE na Nota Técnica n.º 0065/2014-SRD/SRE/ANEEL (NT 65),
a Aneel faz referência apenas à Conta-ACR1. No entanto, há outros elementos de
custo que deveriam ser atribuídos à TE_CDE.
1 Conta no Ambiente de Contratação Regulada (Conta-ACR) – criada pelo Decreto n.º 8.221/2014, tem
como finalidade a cobertura de despesas incorridas pelas distribuidoras, entre fevereiro e dezembro de
2014 para cobertura de custos associados à exposição involuntária no mercado de curto prazo e
despacho termelétrico vinculado aos contratos de disponibilidade do ambiente de contratação regulada.
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A Tabela 1 apresenta a alocação de custos que a Abrace considera ser isonômica
para a CDE. Em relação aos subsídios, a Abrace propõe que seja considerada a
mesma lógica adotada pela Aneel quando eles estavam presentes no cálculo da
estrutura tarifária das distribuidoras. Ou seja, o subsídio irrigação e aquicultura seria
alocado integralmente na TE_CDE; já aqueles relativos às fontes incentivadas, tanto
em relação aos consumidores livres quanto aos geradores, seriam alocados apenas
na TUSD_CDE; por fim, parte dos subsídios relativos às cooperativas de
eletrificação rural e à tarifa social de energia elétrica seria alocada à TUSD_CDE e a
outra à TE_CDE, considerando a proporcionalidade adotada pela Aneel quando
presentes na estrutura tarifária.
Tabela 1 - Alocação isonômica da CDE entre TUSD e TE2
Apesar de a Aneel não mencionar na NT 65 qual o tratamento pretende dar aos
passivos relacionados à CDE, a Abrace considera fundamental que a presente
audiência pública deixe claro quais são os consumidores responsáveis por eles. O
Decreto n.º 7.945/2013 estabeleceu em seu Artigo 2º que recursos da CDE
poderiam ser repassados às concessionárias de distribuição para:
“I - neutralizar a exposição das concessionárias de distribuição no mercado de curto prazo, decorrente da alocação das cotas de garantia física de energia e de potência
2 A proposta da Abrace para alocação dos subsídios segue a mesma lógica adotada pela Aneel nos
processos de revisão tarifária anteriores a 2013. Na planilha utilizada nos processos tarifários, chamada
PCAT, aba Custos, os subsídios são divididos conforme a Tabela 1.
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de que trata o art. 1º da Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013, e da não adesão à prorrogação de concessões de geração de energia elétrica; e
II - cobrir o custo adicional para as concessionárias de distribuição decorrente do despacho de usinas termelétricas acionadas em razão de segurança energética, conforme decisão do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico.”
A Abrace entende que qualquer ônus gerado em benefício do mercado regulado
deve ser recuperado tão somente pelo mercado regulado. Portanto, qualquer
despesa que as distribuidoras tenham tido a partir da Exposição Involuntária, Risco
Hidrológico, Encargo de Serviços do Sistema (ESS), assim como com qualquer
componente financeiro relativo à Compra de Energia, ao ESS e à Subvenção
Redução Tarifária Equilibrada, é de responsabilidade apenas dos consumidores
cativos.
Essa posição é corroborada pelo fato de todos os consumidores livres já cumprirem
com suas obrigações de pagamento de eventual exposição contratual e de ESS a
partir das liquidações mensais realizadas pela CCEE. Logo, eles não podem ser
onerados com custos originados no mercado cativo, pois, caso contrário, estariam
arcando com uma despesa que não é de sua responsabilidade, o que estaria
configurando uma distorção e criando um subsídio cruzado dos consumidores livres
para os cativos.
Ademais, quanto à Subvenção para Modicidade Tarifária, parcela destinada a cobrir
a não adesão à prorrogação das concessões de geração de energia elétrica, vale
ressaltar que esse benefício – desconto proveniente da parcela de energia de usinas
hidrelétricas que tiveram sua concessão renovada – foi destinado exclusivamente ao
mercado cativo, de forma que sua cobrança também de consumidores livres
configura-se como explícita falta de isonomia entre consumidores livres e cativos,
além da promoção de subsídio cruzado.
Qualquer despesa de CDE que esteja relacionada apenas ao mercado cativo não
deveria ser alocada aos consumidores livres. Por isso, a Abrace solicita que todas
as despesas de CDE que são apenas de responsabilidade dos consumidores
cativos sejam atribuídas à componente TE_CDE.
É importante destacar que o pagamento relativo ao diferimento previsto no Decreto
n.º 7.945/2013 deverá se dar em até cinco anos. Sendo assim, a Abrace reitera seu
pleito de que esses empréstimos feitos às distribuidoras com recursos da CDE
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sejam devolvidos a partir de reajustes tarifários futuros sem onerar o consumidor
livre, que não se beneficiou deles. Portanto, torna-se necessária a consideração
desses passivos na componente TE_CDE, de forma que se tenha a correta
alocação dos custos para não haver subsídio cruzado entre consumidores livres e
cativos.
3. Relação ponta/fora ponta da TUSD e TE
A análise apresentada na NT 65 quanto às relações ponta/fora ponta (RPFP) para a
TUSD parece fazer sentido, uma vez que hoje o segmento de distribuição carrega
consigo uma lógica de sinalização horária estabelecida há quase trinta anos, quando
as condições do sistema elétrico eram completamente distintas das de hoje. Além
disso, também parece fazer sentido a avaliação das áreas técnicas em relação à
possível inversão da RPFP entre a alta e a média tensão.
Apesar de a sinalização da TE na ponta não ser bastante significativa em relação ao
horário fora ponta, sua alteração, por pouco significativa que seja, pode resultar em
comportamentos inesperados por parte das unidades consumidoras, que poderia
afetar sua relação com o mercado por meio de externalidades que não são
saudáveis sob a lógica econômica e ambiental.
A Abrace manifesta seu alinhamento com a proposta da Aneel de manter inalteradas
as relações ponta/fora ponta tanto da TUSD quanto da TE. Qualquer alteração
dessas relações pode gerar efeitos colaterais indesejados, como comportamentos
no sentido de aumento do consumo na ponta, que gera impactos desconhecidos
sobre as perdas e sobre o uso das redes. Por isso, antes de se promover qualquer
alteração nessas relações é fundamental conhecer os potenciais impactos que as
relações teriam sobre o carregamento das redes e o consumo em horários críticos.
4. Modulação dinâmica
Em sua contribuição à AP 120, em que foi proposta uma alteração estrutural da
metodologia para estabelecimento da estrutura tarifária das concessionárias de
distribuição de energia elétrica, a Abrace propôs que a Aneel avaliasse a
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possibilidade de permitir às distribuidoras disponibilizarem a seus clientes produtos
tarifários diferenciados, incluindo a atual proposta da Aneel de aplicação, para
algumas unidades consumidoras, de horário de ponta distinto daquele usualmente
empregado pelas empresas.
A Abrace acredita que a demanda pode exercer um importante papel na operação
dos sistemas de distribuição e de transmissão, de forma que possa ser otimizada
por meio da redução de custos globais para o sistema. Já se foi o tempo em que os
operadores consideravam apenas o lado da oferta para fazer frente à demanda. Um
sistema se torna mais eficiente do ponto de vista operacional quando também se
olha para o lado da demanda. São vastos os benefícios de programas como, por
exemplo, de reação da demanda, que contribuem para postergar ou até evitar novos
investimentos em geração ou na capacidade das redes.
A Abrace não só apoia a proposta da Aneel em promover a modulação dinâmica no
âmbito da distribuição, como também sugere que, a partir da lista de unidades
consumidoras elegíveis que deverá ser publicada pela Aneel, as próprias unidades
consumidoras possam manifestar interesse em contribuir com uma melhor utilização
das redes de distribuição, bem como informar as condições em que isso seria
possível.
Além disso, a Abrace acredita que a área técnica da Aneel, a partir de análises das
curvas de carga e de transformação das redes das distribuidoras, possa identificar
potencial aplicação de modulação dinâmica e, assim, indicar à distribuidora que
promova uma análise mais detalhada em sua rede, com o objetivo de otimizar seu
carregamento. O modelo regulatório atual oferece pouco incentivo às
concessionárias a buscarem melhorar o carregamento de suas redes, por isso uma
análise prévia pela Aneel pode evitar o problema de assimetria de informação e
gerar melhores resultados para os objetivos que estão sendo traçados na presente
audiência pública.
Pelo lado das unidades consumidoras, também há o entendimento de que a
proposta de modulação dinâmica poderá ter um sucesso maior caso elas recebam
incentivos econômicos adequados, sobretudo porque na maioria dos casos, a
modulação da carga de forma diferente do que é feita usualmente pode gerar custos
adicionais. Uma possibilidade seria aplicar um desconto na tarifa de demanda de
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ponta e/ou fora ponta naqueles dias em que a ponta é aplicada em horário distinto
do regular. Esse estímulo é interessante uma vez que os consumidores,
principalmente as grandes indústrias, teriam custos transacionais não desprezíveis,
dados pela necessidade de alteração de acordos com sindicatos de trabalhadores,
negociação de alteração de contratos com empresas terceirizadas, além de logística
de entrada e saída de caminhões, dentre outros.
A Abrace também propõe que as áreas técnicas da Aneel estudem a criação de
outros mecanismos que tenham como foco o lado da demanda, por meio da criação
de programas de reação da demanda, de forma que a operação das redes possa ser
otimizada. Programas de reação da demanda baseados em incentivos para
contribuir com o atendimento da ponta podem contribuir com a operação do sistema,
sobretudo porque o próprio Operador Nacional dos Sistema tem previsto
dificuldades para o atendimento da ponta no verão. Outros programas, como
aqueles voltados à prestação de serviços ancilares, podem se tornar mais
interessantes na medida em que há uma transição da matriz elétrica brasileira, com
participação cada vez mais forte de termelétricas e de fontes intermitentes, como a
geração distribuída, solar e eólica. Além disso, qualquer programa que possibilite a
substituição da geração termelétrica a óleo diesel e a óleo combustível pode gerar
externalidades positivas tanto em relação ao custo da operação, que seria menor a
todos os agentes, quanto à ambiental, por meio da redução das emissões de gases
altamente poluentes resultantes da produção de energia elétrica a partir destas duas
fontes.
5. TUSD modalidade carga do subgrupo A1
A Abrace congratula a Aneel por ter identificado a distorção na componente Fio A da
TUSD das unidades consumidoras submetidas às modalidades tarifárias distribuição
e carga do subgrupo A1, e por estar propondo aprimoramento na estrutura tarifária
para corrigi-la. A Abrace acredita que a forma de correção proposta, de
consideração do fator de ajuste igual à unidade, ou seja, de desconsideração da
tarifa de referência da componente Fio A, possibilitará a correta aplicação das tarifas
no âmbito dos reajustes tarifários.
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6. Critério de cobrança das Perdas de Energia
A partir do marco regulatório que criou dois ambientes de contratação de energia
elétrica, livre e regulada, mais especificamente a partir da Resolução Normativa n.º
166/2005 (REN 166), foram estabelecidas as disposições relativas ao cálculo da
TUSD e da TE.
A REN 166 estabeleceu que as perdas de energia deveriam ser cobradas de todos
os consumidores, independentemente de seu ambiente de contratação. Portanto, a
perda de energia, composta por perdas técnicas, perdas na rede básica devido às
perdas na distribuição e perdas não técnicas, foi alocada à TUSD e a cada elemento
de custo foi definido um critério de alocação e outro de cobrança.
Tanto as perdas técnicas quanto as perdas na rede básica devido às perdas na
distribuição estavam relacionadas ao fio e, portanto, cobradas por meio de uma
tarifa de demanda ponta e outra de demanda fora ponta, em R$/kW. Já em relação
às perdas não técnicas, parte era cobrada pela demanda ponta e fora ponta, em
R$/kW; e a outra parte era cobrada pelo consumo de energia, R$/MWh, segundo o
que estabelecia o Artigo 18º da REN 166.
Quando a metodologia para estabelecimento da estrutura tarifária foi profundamente
discutida em 2010 e 2011, no âmbito da AP 120, a Aneel optou pela simplificação da
forma como os elementos de custo relativos às perdas eram cobrados na tarifa de
energia elétrica. A decisão simplificada consistiu em cobrar todas as perdas pela
energia consumida, em R$/MWh.
Embora a Aneel tenha aperfeiçoado a forma de cálculo das perdas, principalmente
em relação às perdas não técnicas, a Abrace entende que faturar todas as perdas
em R$/MWh onera os níveis de tensão desproporcionalmente, pois aloca aos
consumidores com elevado fator de carga um custo adicional. E ainda, o que é mais
preocupante, sem considerar nenhuma sinalização horária, o que aparenta não fazer
sentido do ponto de vista técnico. Ou seja, a forma como a Aneel definiu o elemento
de custo não distingue as perdas com base no horário. É como se as perdas
tivessem os mesmos custos associados a ela tanto na ponta quanto fora dela.
No momento em que a metodologia foi definida, durante as discussões da AP 120,
os consumidores não tiveram a oportunidade de avaliar quais seriam os impactos da
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nova medida proposta, pois havia muitas incertezas sobre como se dariam de fato
as estruturas verticais das concessionárias, que serviriam de base de cálculo das
perdas não técnicas, por exemplo. Sem os custos médios individuais de cada
concessionária, não era possível avaliar o impacto que a nova proposta de
tratamento das perdas resultaria.
Entretanto, com a aplicação da nova metodologia, a Abrace percebeu que para seus
associados, que são consumidores eletrointensivos e, portanto, possuem um fator
de carga bastante elevado, os custos associados a todas as perdas aumentaram de
forma desproporcional à dos demais consumidores. E com o agravante de os
consumidores que modulavam, ou seja, aqueles que contribuíam para haver um
melhor desempenho do carregamento dos sistemas de distribuição, serem mais
prejudicados ainda. Isso porque eles acabavam contribuindo também com a redução
das perdas nos horários de maior carregamento. A sinalização econômica a partir da
qual o consumidor era incentivado a não consumir na ponta, no que diz respeito às
perdas de energia, foi extinta.
Por razões físicas, as perdas são maiores nos momentos de carregamento máximo,
portanto, a sinalização flat parece estar equivocada, pois não reflete as condições
físicas da rede, menos ainda quando o driver de custo está associado à energia
consumida. Os consumidores que contribuem com a redução do consumo na ponta,
automaticamente estão contribuindo para que as perdas sejam reduzidas.
A Abrace demonstra, a partir do exercício numérico a seguir, que as perdas técnicas
são bastante distintas dependendo do esforço exigido das redes. Imagine duas
cargas distintas, ambas conectadas em 13,8 kV, trifásico, com fator de potência
igual a um. A carga1 é constante ao longo do dia, com potência igual a 48 kVA. Já a
carga2 é constante durante 23 horas do dia, com potência igual a 24 kVA; e possui
uma ponta de 576 kVA ao longo de uma hora. As correntes são as seguintes:
𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎1: 𝐼1 =48
13,8 ∗ √3= 2 [𝐴]
𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎2: 𝐼2′ =
24
13,8 ∗ √3= 1[𝐴]; 𝐼2
′′ = 576
13,8 ∗ √3= 24 [𝐴]
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As energias consumidas por cada carga, em um dia, são as seguintes:
𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎1: 𝐸1 = 48 ∗ 24 = 1.152 [𝑘𝑊ℎ ]
𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎2: 𝐸2 = 24 ∗ 23 + 576 ∗ 1 = 1.128 [𝑘𝑊ℎ]
As perdas de energia são proporcionais ao produto entre o quadrado da corrente e o
tempo, em horas. Assim, as perdas de cada uma das cargas, em um dia, são as
seguintes:
𝑃1 = 22 ∗ 24 = 96 [𝑘𝑊]
𝑃2 = 12 ∗ 23 + 242 ∗ 1 = 599 [𝑘𝑊]
Para as perdas de demanda, o resultado seria similar. O exemplo acima mostra que
apesar de as energias consumidas pelas duas cargas em um dia serem muito
próximas, 1.152 kWh para a carga1 e 1.128 kWh para a carga2, as perdas são muito
distintas. Logo, cobrar as perdas técnicas pela energia consumida pode gerar muitas
discrepâncias, principalmente quando se cobra por uma tarifa sem sinalização
horária.
Quando o assunto é perdas de energia, o usual é fazer referência à unidade de
medida de potência: MW ou kW. No próprio módulo 7 dos Procedimentos de
Distribuição de Energia Elétrica (PRODIST), as referências à unidade de medida de
perdas estão em MW ou kW.
Em relação às perdas técnicas e na rede básica, a explicação dada pelo regulador
no âmbito da AP 120 parece frágil e é questionável. O parágrafo 111 da Nota
Técnica n.º 360/2010-SRE-SRD/ANEEL (NT 360) explica que:
“A alteração do critério de repasse das perdas de R$/kW para
R$/MWh traz coerência sobre a origem desse custo, uma vez
que as perdas são computadas em energia.”
A razão apresentada à alteração do critério de cobrança das perdas não técnicas,
presente no parágrafo 114 da NT 360, é tão vaga quanto à anterior:
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“... a origem do custo é formada em R$/MWh, uma vez que as
perdas são computadas em energia. Assim, sugere-se que as
perdas não técnicas passem a ser cobradas somente em
R$/MWh, ...”
No entendimento da Abrace, ao assumir que as perdas devem compor a tarifa em
R$/MWh, entende-se que tal assunção decorre do fato de haver uma maior
necessidade de geração de energia elétrica em determinado período de tempo, para
atendimento pleno da carga, associando-o à unidade de consumo MWh. No entanto,
as perdas, em especial as técnicas, guardam relação direta com o uso da rede,
assim como são mais intensas quando os sistemas estão submetidos a um
carregamento máximo (vide exemplo apresentado acima). Segundo essa visão, a
unidade de demanda, kW, seria mais apropriada para representar aderência ao fato
gerador do custo.
Neste sentido, é importante observar que esta aderência também garante uma
sinalização horária mais adequada à resposta dos consumidores em termos de
padrão de utilização das redes de forma mais eficiente. Desse modo, a cobrança
das perdas técnicas em R$/kW, com valores diferenciados para o horário da ponta,
daria um sinal para que os consumidores utilizassem os sistemas de forma mais
eficiente, contribuindo para reduzir o pico, e para que sejam postergados novos
ciclos de investimento.
Também merece destaque o novo tratamento das perdas não técnicas, que
correspondem à energia consumida irregularmente e não faturada pelas
distribuidoras. Nesse caso, a unidade de faturamento passou a ser exclusivamente
R$/MWh. Antes esse custo era recuperado parte em R$/kW e parte em R$/MWh. A
abordagem das perdas não técnicas na nova estrutura tarifária é aderente ao fato
gerador. Em outras palavras, trata-se de um consumo não faturado, e não de perdas
no transporte em si. Portanto, a unidade R$/MWh parece adequada sob esta ótica.
Ocorre que este ajuste também contribui com um uso menos eficiente da rede, uma
vez que reduz a tarifa em R$/kW, especialmente onde as perdas não técnicas são
elevadas, como é o caso da Light. A Abrace entende que o critério originalmente
estabelecido pela REN 166, para o rateio das perdas não técnicas, em que a
cobrança era feita parte em R$/kW e parte em R$/MWh, permitia desvincular as
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perdas comercias do consumo ou da potência e estabelecer um vínculo com o custo
de cada consumidor ao pagar a conta, bem como com o carregamento que cada
consumidor imputava ao sistema.
É por esses motivos que não parece razoável cobrar as perdas pela energia
consumida, olhando para sua “origem”, que se dá em R$/MWh. A Abrace solicita
que esse tema seja mais profundamente discutido e, se for o caso, detalhado pela
área técnica.
Portanto, a Abrace solicita que a Aneel promova mais um aperfeiçoamento no
cálculo da estrutura tarifária, no que diz respeito à forma de cobrança das perdas de
energia elétrica. A Abrace solicita que o mecanismo de rateio seja mantido, mas que
se aperfeiçoe o mecanismo de cobrança dessas perdas, inserindo, inclusive, um
sinal horário para que possa haver uma resposta da demanda a preços nos
momentos de carregamento máximo das redes. Caso a Aneel decida pela
manutenção dos critérios adotados para o terceiro ciclo, a Abrace solicita uma
explicação mais detalhada para que se possa compreender as reais motivações
para que a cobrança das perdas se dê em R$/MWh.
7. Padronização da disponibilização das planilhas de cálculo
Apesar de não fazer parte do objeto da presente audiência pública, a Abrace
gostaria de propor uma padronização quanto à disponibilização das planilhas de
cálculo dos processos de reajuste tarifário, tanto em relação ao prazo em que os
documentos são disponibilizados quanto ao seu conteúdo.
A Abrace sugere que a Aneel defina um procedimento para divulgação das
informações em seu site. Por exemplo, poder-se-ia estabelecer o número máximo de
dias, contados a partir da publicação da resolução homologatória no Diário Oficial da
União, para que as informações sejam disponibilizadas no site da Aneel. Além disso,
a Abrace sugere que sejam publicadas pelo menos quatro planilhas que têm sido ou
já foram disponibilizadas no âmbito dos processos tarifários. São elas: PCAT,
SPARTA, TA_INTERNET e CVA. A disponibilização dessas informações, em prazo
máximo definido, dá mais credibilidade ao processo, assim como dá mais
credibilidade ao regulador.