4.2.1. Custo de geração na atual estrutura tarifária
O custo da geração de energia elétrica reconhecido hoje nas tarifas é, basicamente, a média ponderada dos preços dos contratos de longo prazo da distribuidora, que englobam a compra compulsória da energia da usina de Itaipu e dos empreendimentos do Proinfa8, os contratos bilaterais assinados antes da Lei nº 10.848/2003 e os contratos no ambiente regulado (CCEAR) estabelecidos pelo novo modelo setorial.
Há duas restrições impostas pelo regulador: i) o preço dos eventuais contratos bilaterais firmados antes do novo modelo do setor, que determina a
8 Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica instituído pela Lei nº 10.48/2002 para diversificar a matriz energética brasileira com o aumento de geração a partir de fontes eólica, biomassa e pequenas centrais hidrelétricas.
compra de energia em leilões regulados9, deve ser aprovado pela ANEEL e; ii) a soma dos montantes dos contratos está limitada ao atendimento ao mercado regulatório da distribuidora que compreende o mercado de fornecimento de energia para os consumidores cativos e as perdas elétricas regulatórias10.
Os custos da compra de energia são recuperados, na atual estrutura, pelas tarifas de energia (TE) e de uso (TUSD). Na primeira estão os custos da compra para fornecimento de energia, inclusive perdas elétricas na Rede Básica associadas ao mercado cativo11, e na segunda, os custos associados às perdas elétricas, tanto técnicas como as não técnicas.
É preciso ressaltar que, como determinado pela Resolução nº 127/04, a compra de energia das usinas do Proinfa é recuperada nas tarifas de uso, pois se trata de um incentivo a ser pago por todos os consumidores, seja cativo ou livre.
Em termos de alocação, o custo de geração contido na TE para os diferentes tipos de consumidores é um único valor (selo) calculado pela divisão desse custo pelo mercado de fornecimento da distribuidora. No caso da TUSD, como visto, as perdas técnicas são proporcionalizadas em função do custo marginal de capacidade (em R$/kW) e as perdas não técnicas, proporcionais às demais parcelas da TUSD (em R$/kW e em R$/MWh).
4.2.2. Custo de transmissão na atual estrutura tarifária
No atual modelo do setor, as instalações que operam em tensão igual ou superior a 230 kV são integrantes do sistema de transmissão conhecido como Rede Básica. No caso de subestações, o transformador com secundário em tensão inferior a esse nível é considerado, atualmente, como instalações da Rede Básica de Fronteira. No primeiro caso, todos os usuários do sistema de transmissão contribuem, por meio da TUST, para o pagamento do seu custo. No segundo,
9 Segundo a Lei nº 10.848/2003, artigo 2º, as distribuidoras devem garantir o atendimento à totalidade do seu mercado mediante contratação regulada, por meio de licitação
10 É permitido o repasse às tarifas de até 3% da energia requerida para o atendimento ao mercado, incluindo o montante de perdas elétricas regulatórias definidas pela ANEEL.
11 No montante de energia comprado pelo consumidor livre diretamente dos geradores ou comercializadores já está incluído a parcela de perdas na Rede Básica.
somente os agentes que utilizam cada instalação da Rede Básica de Fronteira arcam com os respectivos custos pagando a TUST Fronteira.
Já as linhas de propriedade das empresas de transmissão em tensão inferior a 230 kV são classificadas como Demais Instalações de Transmissão (DIT)12 cujo custo é pago somente pela distribuidora usuária por meio do encargo de conexão.
O custo de transmissão, correspondente ao pagamento das tarifas de transmissão e do encargo de conexão, é repassado nas tarifas de uso do sistema de distribuição por meio da componente TUSD – Fio A que é calculada pela divisão desse custo pelo mercado de demanda de potência. No caso do cálculo da parte referente ao pagamento da TUST, somente é utilizado o mercado de demanda no horário de ponta, pois é dessa maneira que a tarifa de transmissão é aplicada para a distribuidora atualmente.
Contudo, a Resolução nº 399/2010 estabelece a obrigatoriedade de contratação do uso do sistema de transmissão para os dois horários. A partir da definição das novas tarifas de transmissão em 30/06/201113, o custo nesse horário deverá ser repassado às tarifas de distribuição.
4.2.3. Custo de marginal de distribuição na atual estrutura tarifária
Com a reformulação do setor elétrico, a LQO, utilizada no passado para estimar o custo marginal, foi substituída pelo CIMLP em razão das limitações intrínsecas à aplicação daquela metodologia. Ou seja, mudanças do ambiente regulatório tais como o modelo tarifário e a exigência de níveis de qualidade diferenciados, bem como alterações no controle de grande parte das distribuidoras, que podem ter gerado descontinuidades de investimento, contribuem para o rompimento com o histórico de investimentos, base da metodologia da LQO (Antunes, A. U., 2004).
12 Em tese, as instalações em tensão inferior a 230 kV são integrantes do sistema de distribuição. Por razões históricas, determinadas instalações que deveriam pertencer às empresas de distribuição são de propriedade das empresas de transmissão. Neste caso, são tratadas como Demais Instalações de Transmissão.
Assim, na atual estrutura tarifária, o custo marginal de distribuição é estimado a partir das projeções de investimentos informadas pela distribuidora no âmbito da revisão tarifária por meio do banco de dados denominado Plano de Desenvolvimento da Distribuição (PDD) 14.
As informações sobre o planejamento da expansão das redes das distribuidoras são utilizadas para análise da projeção de investimentos associados ao componente Xe do Fator X e também para o cálculo e análise do Custo Incremental Médio de Longo Prazo – CIMLP. Para isso, de acordo com a ANEEL (2009c), tanto o Plano de Obras quanto as projeções de crescimento de carga devem ser discretizados anualmente, no horizonte de planejamento considerado.
Essa abordagem da ANEEL está, em linhas gerais, coerente com a proposta do Projeto Reseb15 que recomendava a utilização do CIMLP para estimativa do custo de expansão da distribuição. Contudo, aquela metodologia se fundamentava na utilização de planos de investimentos com base em redes-modelo eficientes, diferentemente da atual que considera as obras informadas pelas distribuidoras.
Embora as distribuidoras que passaram pelo 2º ciclo de revisão tarifária tenham encaminhado o PDD possibilitando então o cálculo do CIMLP, a agência reguladora não está utilizando os valores informados pelas empresas, mantendo os valores determinados no 1º ciclo de revisão tarifária.
Naquela ocasião, a ANEEL considerou valores médios das concessionárias brasileiras, pois os dados enviados pelas empresas apresentavam distorções e inconsistências. Esses valores foram obtidos pelo tratamento estatístico dos custos com base no planejamento de expansão e crescimento da carga. A tabela a seguir apresenta os dados utilizados pela ANEEL nos dois primeiros ciclos de revisão tarifária.
14 O Plano de Desenvolvimento da Distribuição (PDD) apresenta os resultados dos estudos de planejamento do sistema de distribuição, incluindo plano de obras, relação de obras realizadas e comparação entre o planejado e o realizado.
15 Projeto de Reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro desenvolvido de agosto de 1996 a novembro de 1998 pela consultoria internacional Coopers & Lybrand.
Tabela 4.3 – Custo de marginal de expansão médios ANEEL - 2002 16 Grupo R$/kW.ano A2 29,13 A3 35,56 A3a 36,63 A4 41,15 BT 57,10