Embora o custo marginal de produção não seja utilizado na atual metodologia, é interessante apresentar brevemente a sistemática utilizada no passado, pois os fatores exógenos utilizados atualmente pela ANEEL, que foram calculados sob uma estrutura verticalizada de custos, resultam a sinalização de horários de ponta e fora de ponta, de períodos úmido e seco.
4.1.1. Custo marginal de geração na antiga estrutura tarifária
Como visto, no setor elétrico são utilizados dois métodos como aproximações para o cálculo do custo marginal: a Lei de Quantidade de Obras – LQO e o Custo Incremental Médio de Longo Prazo (CIMLP). No caso dos custos marginais da geração era utilizado, basicamente, o método do CIMLP, sendo os custos obtidos a partir do programa de expansão e de avaliações energéticas5.
Conforme MME (1994), em razão da forte predominância de usinas hidrelétricas no sistema brasileiro, caracterizadas por fatores de capacidade baixos comparativamente com unidades termelétricas, as necessidades de expansão resultam “do crescimento do requisito de energia, ao contrário do que ocorre em termos mundiais, onde os requisitos de potência condicionam a expansão”.
Esta situação conduziu a uma metodologia de cálculo de custos marginais centrada no atendimento ao requisito de energia. No cálculo eram, então, considerados: i) custos dos investimentos; ii) variação do custo anual de operação e manutenção; iii) variação do custo anual de combustível; iv) variação do custo anual das perdas elétricas e iv) variação anual do custo de déficit. Na estimativa da variação do mercado, ao invés do seu incremento anual, era utilizada a capacidade de atendimento do sistema expandido, o que mitigava a característica de indivisibilidade dos investimentos (DNAEE, 1985, p. 139).
Após a obtenção do CIMLP, era necessária a sua segregação em custos associados à potência e à energia, pois os custos do plano de expansão não estavam identificados por esse critério. A separação era estimada por meio da identificação da melhor alternativa de geração de energia elétrica no horário de ponta do sistema. Essa escolha poderia ser uma usina termelétrica a gás, uma usina reversível ou a motorização de aproveitamentos já existentes, segundo DNAEE (1985).
5 Modelos matemáticos que simulam as condições de evolução e uso vigentes em um sistema de potência de energia elétrica real (DNAEE, 1985, p.130).
Por meio de avaliações energéticas também eram identificados os preços horários para a produção de energia, pois o custo para atender a carga ao longo do dia se altera em função de uma série de razões: “variações no consumo específico das unidades marginais, modificação das próprias unidades marginais, variação da queda líquida das usinas, devido à elevação do canal de fuga e/ou redução do nível dos reservatórios de regularização do consumo...” (DNAEE, 1985, p. 134).
O cálculo dos custos horários considerava, no caso de energia, a relação entre o custo marginal de operação em cada posto horo-sazonal e o custo marginal de operação do período. Para a potência, a desagregação era feita de acordo com a relação entre a probabilidade déficit de potência no posto horo-sazonal e a probabilidade de déficit de potência em todo o período (MME, 1994).
Além disso, era estimada a sazonalidade dos custos marginais de produção, pois, sendo o sistema de geração predominantemente hidráulico, esses custos variam de acordo com as variações da oferta e dos estoques de água.
A Tabela 4.1 apresenta os custos marginais de produção calculados pelo DNAEE (1985) e atualizados pelo índice de preços ao consumidor americano (Consumer Price Index – CPI-U)6 e pela taxa de câmbio de abril de 20107.
Tabela 4.1 – Resumo dos Custos Marginais de Produção
CUSTOS (R$/MWh) S-SE-CO N-NE
CIMLP (total) 119,94 87,70
Componente Potência (R$/kW.mês) 12,79 13,37 Componente Energia 75,83 63,63 Energia
Período Úmido Fora de Ponta Ponta 78,29 70,87 62,10 52,27 Energia
Período Seco
Ponta 86,36 83,06
Fora de Ponta 78,15 69,94 Fonte: DNAEE (1985).
Observa-se nos dados apresentados na tabela anterior que a relatividade entre custos de ponta e fora de ponta, era de 110,5% e 118,8% para os sistemas S-
6 http://inflationdata.com/Inflation/Inflation_Calculators/Inflation_Rate_Calculator.asp#calcresults 7 http://www4.bcb.gov.br/pec/conversao/Resultado.asp?idpai=convmoeda
SE-CO e N-NE, respectivamente. Da mesma forma, as relatividades encontradas para os períodos seco e úmido, foram de 110,3% e 133,8% para os sistemas S-SE- CO e N-NE, respectivamente.
4.1.2. Custo marginal de transporte na antiga estrutura tarifária
O sistema de transporte de energia elétrica, na antiga estrutura, era segregado em três partes: i) Interconexão e Transporte Pesado; ii) Repartição; e iii) Distribuição. Na Interconexão, eram classificadas as instalações que operavam em tensão igual ou superior a 345 kV. No caso de subestação rebaixadora, era considerada a tensão do secundário do transformador como critério de classificação. As instalações que operavam em tensão entre 230 kV e 44 kV integravam a Repartição e aquelas em tensão inferior ou igual a 34,5kV, a Distribuição, respeitando o critério de tensão do secundário das subestações (DNAEE, 1985, p. 163). O Quadro 4.1 resume essas informações relacionando-as com os grupamentos tarifários.
Nível
Funcional Grupamentos Tarifários Normalizados (kV) Níveis de tensão Níveis de Tensão Existentes (kV)
Inteconexão e Transporte Pesado A0 750 750 500 500 440 345 Repartição A1 230 230 A2 138 138 88 A3 69 69 44 Distribuição A4 34,5 34,5 13,8 2,3 25 11,7 B1 B2 220/380 V 220/380 V B3 127/220 V 127/220 V B4 115/230V
Quadro 4.1 – Classificação das instalações de transporte na antiga estrutura
Fonte: Adaptado de DNAEE (1985).
No segmento Interconexão e Transporte Pesado, o custo marginal era estimado pelo método do CIMLP devido à disponibilidade de dados planejamento a médio e longo prazo (DNAEE, 1985), uma vez que a falta de informações do
histórico de obras e as descontinuidades de investimentos inviabilizavam o método LQO.
O CIMLP desse nível de tensão era calculado em termos de custo de potência e de energia pois, ao interligar as usinas aos grandes centros regionais de consumo, essa malha teria “característica de escoar não somente demanda mas também energia” (DNAEE, 1985, p. 171).
Essa divisão considerava uma curva anual de duração e a máxima capacidade do sistema. O custo de potência correspondia a um fator que considerava a demanda máxima de 3 horas (Pp) e o dimensionamento do sistema (Pmáx). Significava, então, que o custo de potência era responsável pela diferença entre a capacidade do sistema e a demanda máxima de 3 horas. O restante do CIMLP era alocado ao custo de energia: no horário de ponta, o custo para atender a demanda máxima de 3 horas; e no horário fora de ponta, a demanda média (Pm).
Figura 4.4 – Alocação dos custos de Interconexão e Transporte Pesado Fonte: Adaptado de DNAEE (1985).
No caso do segmento Repartição, os custos marginais eram alocados somente à potência e, em geral, também eram estimados por meio do critério de CIMLP.
Na antiga estrutura tarifária, as instalações que operavam em tensão igual ou inferior a 34,5kV eram classificadas como de Distribuição, diferentemente do atual modelo no qual as instalações que operam em tensão igual ou inferior a 138 kV são consideradas de distribuição. Custo potência Custo energia ponta Custo energia fora de ponta Pmáx Pm Pp
De acordo com DNAEE (1985) e DNAEE (1981), o método adequado para estimar o custo marginal desses níveis de tensão era a LQO ao invés do CIMLP. Segundo Antunes, A. U. (2004), na época a principal limitação da aplicação do CIMLP era a inexistência de ferramenta que possibilitasse análises consistentes da evolução do sistema de distribuição no longo prazo.
A Tabela 4.2 apresenta os custos marginais de expansão das instalações de transporte como calculado pelo DNAEE (1985) e atualizados pelo índice de preços ao consumidor americano (Consumer Price Index – CPI-U) e pela taxa de câmbio de abril de 2010.
Tabela 4.2 – Custo de expansão das instalações de transporte (R$/kW.mês)
Nível N/NE SE/CO S
A0 7,57 11,55 9,35 A1 9,03 2,94 3,44 A2 0,00 5,10 10,69 A3 11,23 12,20 7,57 A4 15,31 14,84 12,17 BT 21,09 18,20 18,59
Fonte: Adaptado de DNAEE (1985).