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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.

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Elaboração:

Helder Sousa

Especialista em Energia

Camila Schoti

Coordenadora de Energia

Paulo Pedrosa

Presidente Executivo