CONTRIBUIÇÃO PARA A 2ª FASE DO DA AUDIÊNCIA … · que devem ser considerados para definição desse referencial. Em primeiro lugar deve-se observar a trajetória de redução

ABRADEE – Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica

SCN – Quadra 2 – Bloco D – Torre A – Sala 1.101 – Ed. Liberty Mall – 70.712-903 – Brasília/DF – Tel. (61) 3326-1312 – Fax: 3031-9327

CONTRIBUIÇÃO PARA A 2ª FASE DO DA AUDIÊNCIA PÚBLICA 040/2010

Perdas Não Técnicas (Nota Técnica n.º 31/2010-SRE/ANEEL, de 18.03.2011)

Abril de 2011

2ª Fase da AP 040/2010 – Contribuição ABRADEE – NT 31/11 – Perdas Não Técnicas 2

A ANEEL publicou, em 18/02/2011, a Nota técnica n. 31/2011-SRE, com o objetivo, no âmbito da Audiência Pública 040/2010, de rever as propostas originalmente apresentadas na Nota Técnica nº 271, de 25 de agosto de 2010, para tratar regulatoriamente as perdas não técnicas das distribuidoras, nelas incorporando alterações extraídas de contribuições oferecidas à referida AP.

Contribuindo com a citada Nota Técnica, a ABRADEE, ao tempo em que registra reconhecer avanços nela havidos, não pode, entretanto, com base em manifestação que já fez na referida AP, deixar de retornar a alguns de seus pontos que, não obstante sua importância, ainda não foram cogitados na NT 31/2011.

Com efeito, de forma geral, constata-se que a NT 31/2011, na linha das contribuições da ABRADEE, efetivou importantes providências e adequações à Nota original

Entretanto, em que pese a sinalização dessas adequações, a ANEEL passou ao largo de uma solicitação consensual das distribuidoras, qual seja, que se mantenha para o 3º ciclo, as análises técnico-econômicas, conforme pacificadas no 2CRTP, como instrumento reconhecidamente capaz de prover conforto/aceitação quanto à viabilidade das trajetórias de perdas estabelecidas.

Além disso, no que diz respeito ao método e ao tratamento dos dados para redefinição das velocidades máximas das trajetórias de redução de perdas não técnicas, apesar de reconhecer algumas importantes providências e adequações, verifica-se que para algumas distribuidoras os novos limites estabelecidos chegaram a triplicar em relação aos apresentados NT 271/10. Por isso, algumas regras propostas nesta NT 31/11 merecem avaliação adicional por parte da ANEEL1.

1. DAS ANÁLISES TÉCNICO-ECONÔMICAS DAS AÇÕES DE COMBATE ÀS PERDAS NÃO TÉCNOCAS

Como ressaltado na contribuição da ABRADEE à AP 040 - a despeito da manifesta intenção da ANEEL de fiar-se nos conceitos de benchmark para o objetivo de regulação dos custos eficientes, abarcando de forma indireta as Perdas Não Técnicas - a verdade é que a fragilidade operacional da metodologia e respectivos dados, ainda em fase inicial de concepção, não oferece o sinal necessário para a decisão de desconsiderar-se o critério consolidado de cálculo da relação custo-benefício para validar o esforço de combate às perdas. Vale destacar que, na metodologia em questão, não estão expressamente considerados os parâmetros de complexidade (exceto como forma de punição/incentivo das

1 Parte da distorção é ocasionada pela existência, mesmo em menor monta, de expurgos de informações das séries históricas das distribuidoras, especialmente, dos valores anuais das médias móveis com resultados de incrementos no percentual de perdas. O uso da média móvel de três anos atenuou, mas não resolveu integralmente a questão como esperado pelas Distribuidoras e pela própria ANEEL (ver § 130 da NT 31/11). Entendemos que o uso da média móvel por período de anos que coincida com a quantidade de anos do ciclo tarifário de cada distribuidora poderá mitigar a remanescente distorção.


concessionárias) que diferenciam as áreas de concessão e, em decorrência, as respectivas formas e custos de combate às perdas não técnicas.

Como a própria ANEEL reconhece, o combate às perdas afigura-se temática complexa, que, comprovadamente, vem exigindo maiores estudos e análises do regulador, em razão, até mesmo, de insucessos aparentemente inexplicáveis e que, portanto, sugere uma dose adicional de prudência na definição de suas metas e trajetórias, de modo a não punir injustificadamente as empresas.

Neste contexto, a ABRADEE destacou, em sua contribuição enviada para a 1ª fase da AP 40/2010, que tão importante quanto o necessário aperfeiçoamento do modelo, era o entendimento dos distribuidores que a ANEEL não poderia se furtar à necessária consideração dos esforços que as concessionárias vêm empreendendo no combate a essas perdas e dos resultados efetivamente obtidos.

Percebe-se, portanto, neste ponto, conforme destacado na contribuição à AP 40, um efetivo retrocesso da Agência, mais ainda quando se conhece seus próprios argumentos apresentados por ocasião do 2CRTP (ver Nota Técnica 348/2007-SRE/ANEEL, de 12/12/2007, §§ 120, 128 e 129, fls 31 e 32).

Dizia então a ANEEL que, de forma semelhante ao tratamento de perdas técnicas, também nas perdas não técnicas a meta deveria ser sua otimização, indo-se até o limite em que na sua redução os benefícios globais superassem os correspondentes ônus para obtê-los. Dizia mais, para essa otimização há de levar-se em conta, via análise de custo/benefício, os incrementos previstos de investimento/custos operacionais acrescidos à Empresa de Referência, para o atingimento do nível referencial de perdas, e o seu impacto na tarifa do consumidor final, em comparação com a previsão de redução tarifária esperada pela redução nas perdas. E, finalizando, “caso esta relação se mostre desfavorável deverá se

proceder à análise de uma trajetória mais conservadora.”

Independente do modelo ou método para mensurar custos operacionais regulatórios, o conceito da relação custo/benefício mencionado pela Agência continua válido e extremamente necessário para aferir prudência e eficiência das ações. Veja-se, no entanto, o que argumenta a ANEEL, no momento:

A própria Nota Técnica 271/2009 já demonstra a não necessidade de se analisar

individualmente cada concessão uma vez que as trajetórias são definidas a partir da

velocidade média de redução observada e realizada por um grupo de empresas com

características similares, portanto limitadas por velocidades factíveis. As

concessionárias que reduziram as suas perdas no passado o fizeram dentro de uma

perspectiva de uma relação custos e benefícios favorável..2

2 Nota Técnica 31/2011-SRE/ANEEL, de 13/02/2011, § 148, fl 35.


Ora, diante do exposto, entende-se, se não pelos argumentos expressos pela própria ANEEL no 2º CRTP e pelas já citadas fragilidades do modelo proposto, que, até mesmo em homenagem aos requerimentos de estabilidade regulatória, não há, no momento, como se prescindir da aplicação do critério da relação custo/benefício para aferir prudência e eficiência no combate às perdas não técnicas.

Contrariamente às afirmações da NT 031/2011, destaca-se que, tendo em vista justamente o modelo proposto é que se torna de extrema necessidade sua complementação de forma a se assegurar a análise das especificidades das concessionárias, no tocante ao seu desempenho no combate às perdas não técnicas.

Ademais, o fato de que as distribuidoras tenham sido agrupadas por características de similaridades3 não pode ser considerado como condição suficiente para inferir que as soluções de “campo” implementadas pelas empresas agrupadas sejam também similares e, muito menos, de seus custos e seus resultados sejam equivalentes.

Obviamente, o pressuposto da Agência só teria significado a partir da existência de uma solução única, ou “regra de ouro” para todas as distribuidoras. Todavia, isto não constitui a realidade do combate às perdas que, como se sabe, abrangem diversas ações, não captadas no novo modelo, que permeiam naturezas administrativas, operacionais de campo e de investimentos com características peculiares, conforme a realidade sócio-econômica vigente, condições topológicas das redes e, inclusive aspectos topográficos das áreas afetadas, fatores não considerados no agrupamento das empresas.

Finalmente, cabe observar que os clusters definidos pela Agência na NT 031/2011 agrupa distribuidoras com realidades distintas no temas perdas não técnicas, conforme apresentado na Tabela 1. Por exemplo, o Cluster 1 é composto por empresas com perdas não técnicas que variam entre 147% a 20%. Nos demais clusters, apesar de menos significativa, também se observa elevada volatilidade. Estes fatos, diferentemente do que pressupõe a Agência, apontam para realidades dispares entre as distribuidoras que, conseqüentemente, requerem soluções diferenciadas ao combate às perdas não técnicas em suas respectivas concessões.

3 As características de similares das distribuidoras são interpretadas ou traduzidas pelo método da Agência como sendo as similaridades do: (i) percentual de perdas não técnicas, (ii) número de consumidores e (iii) índice de complexidade sócio-econômica.


Tabela 1 – Extremos dos percentuais de perdas não técnicas que constituem os Clusters propostos pela ANEEL na NT 31/11

Cluster Característica Critério de enqudramento PNT Máxima PNT Mínima

1

Concessionárias com

complexidade alta e perdas altas

Complexidade > 0.16

Perda nt/ BT > 20% 147,2% 20,1%

2

Concessionárias com omplexidade

alta, perdas médias e menor porte

Complexidade > 0.16

Perda nt/ BT < 20%

ncons < 1.5 milhões 19,7% 7,2%

3


complexidade alta, perdas médias

e maior porte

Complexidade > 0.16

Perda nt/ BT < 20%

ncons > 1.5 milhões 19,5% 2,9%

4


complexidade baixa e perdas

médias e baixas

Complexidade < 0.16

Perda nt/ BT > 5% 22,3% 5,0%

5


complexidade baixa e perdas

muito baixas

Complexidade < 0.16

Perda nt/ BT < 5% 4,9% 0,0%

Neste sentido, a ABRADEE, no tocante às perdas não técnicas, ratifica sua recomendação para que a ANEEL mantenha o critério consolidado de cálculo da relação custo-benefício para validar o esforço de combate às perdas, sem prejuízo da necessária continuidade dos estudos que, por certo, apontarão no sentido aperfeiçoamentos às experiências anteriores de sucesso, como se mostra o caso presente. Este direcionamento viabilizará aplicação do conjunto de modelos regulatórios que induza a efetiva redução das perdas em todas as concessionárias, por meio da fixação de metas alcançáveis e economicamente justificadas para as distribuidoras e usuários.

2. DO ESTABELECIMENTO DO PONTO DE PARTIDA DE PERDAS PARA O 3º CRTP

Outro ponto de preocupação das distribuidoras tem a ver com a definição do ponto de partida da trajetória das perdas não técnicas, questão, não desenvolvida adequadamente nesta NT 031/2011.

Prevalece, sem aprimoramento, a proposição da NT 271/2010, pela qual, nos casos em que a concessionária não tenha atingido a sua meta de redução do ciclo anterior e as perdas regulatórias difiram das perdas reais, a classificação poderá ser feita de acordo com o nível regulatório. Veja-se:


“O primeiro passo para análise e definição das perdas não técnicas regulatórias é a

identificação da referência inicial ou ponto de partida ... Há uma série de parâmetros

que devem ser considerados para definição desse referencial. Em primeiro lugar deve-se

observar a trajetória de redução de perdas definida na revisão tarifária anterior, quando

cabível. Não será permitido que o ponto de partida seja maior que o ponto de chegada da trajetória definida no ciclo de revisão anterior. Além disso, também deve-se observar

o nível de perdas reais praticado pela concessionária no ano anterior a revisão e a sua

evolução ao longo do último ciclo tarifário. O ponto de partida para a análise de perdas

não técnicas será definido pelo menor valor entre as perdas regulatórias do ciclo passado e o mínimo histórico de perdas não técnicas praticado pela empresa em seu

histórico recente”4 (destacados)

No entanto, a ANEEL estabeleceu trajetória de redução de perdas para o 2º ciclo revisional com base nas seguintes condições:

“Caso a análise conduza ao estabelecimento de uma trajetória de redução de perdas,

implicando em níveis regulatórios diferenciados em cada ano do ciclo tarifário, será

estabelecida uma redução anual linear, calculada pela diferença entre a referência

inicial e final de perdas regulatórias da empresa dividida pelo número de anos

correspondentes ao seu ciclo tarifário. A redução de perdas a cada ano da trajetória

ficará limitada a 10% do percentual de perdas não técnicas sobre o mercado de baixa

tensão definido como o ponto de partida.”5

Este ponto é capital, pois a própria Agência reconhece, para este 3º CRTP, a necessidade de se definir trajetórias com base em parâmetros mais objetivos de exeqüibilidade. Por isso, propõe aperfeiçoar o método de estabelecimento de trajetórias de redução e, principalmente, seus limites máximos de velocidade em função das restrições verificadas no critério anterior. Veja-se:

“No segundo ciclo de revisões tarifárias as trajetórias de redução foram traçadas de

forma que as concessionárias atingissem os seus benchmarks em um único ciclo. Havia,

entretanto, um limitador para as trajetórias. O limite era único para todas as

concessionárias independente das suas características. Várias concessionárias se

manifestaram contrárias às trajetórias a elas impostas sob argumento de que seriam

inexeqüíveis. A principal questão levantada é de que além da complexidade decorrente

de características socioeconômicas da concessão, algumas concessionárias estariam

sujeitas a outros fatores externos que limitariam a sua capacidade de reduzir perdas com

rapidez. Deste modo a velocidade máxima de redução de perdas das concessionárias,

proposta pela Nota Técnica nº 271/2009 para o terceiro ciclo de revisões, foi diferenciada em clusters de dificuldade. Para definição de tais grupos foram

4 Nota Técnica 31/2011-SRE/ANEEL, de 13/02/2011, §§ 169 e 170, fls 38 e 39.

5 § 21 do Anexo VIII da REN 338/08


consideradas duas características que intuitivamente se relacionam com a velocidade de

redução...”6(destacados)

Importante observar que as trajetórias a serem estabelecidas para o 3º ciclo serão definidas com base nos melhores desempenhos das distribuidoras7 verificados no período coincidente com o de aplicação das trajetórias estabelecidas no 2º CRTP. Ou seja, os valores considerados para os estudos do 3º ciclo revisional se mostram como limites máximos de razoabilidade e de exeqüibilidade das trajetórias do 2º ciclo revisional. Como apresentado na contribuição da ABRADEE enviada para a primeira fase da AP 40/2010, aproximadamente 75% das distribuidoras não estão atingindo as trajetórias regulatórias estabelecidas no 2º CRTP. Por isso, advoga-se que esses valores não podem ser diretamente utilizados para cotejar os percentuais de partida para o 3º ciclo revisional.

Assim, considerando que:

i. “no segundo ciclo de revisões tarifárias as trajetórias de redução foram traçadas de

forma que as concessionárias atingissem os seus benchmarks em um único ciclo”8 (destacado)

ii. as trajetórias estabelecidas no 2º CRTP não internalizavam informações suficientes para mensurar a dificuldade no combate às perdas e, por isso, poderiam não considerar adequadamente o grau de exeqüibilidade das reduções anuais;

iii. os dois pontos anteriores (i e ii) são objetos de aperfeiçoamento do método proposto pela ANEEL para este 3º CRTP; e

iv. os dados verificados dos melhores desempenhos no combate às perdas selecionados pela ANEEL para estabelecer os limites máximos de redução para o 3º ciclo revisional abarcam o período de aplicação das trajetórias do 2º ciclo revisional e, por isso, servem como limites máximos de exeqüibilidade.

Isto posto, A ABRADEE recomenda que a ANEEL considere para redefinição do ponto de partida do percentual de perdas regulatórias do 3º CRTP os seguintes aspectos

• as especificidades e as diversidades enfrentadas e demonstradas pelas Distribuidoras no combate às perdas não técnicas;

• as eventuais distorções na mensuração do percentual de perdas decorrentes de diferenças no ciclo de faturamento das empresas, bem como de migração de consumidores para o mercado livre; e

6 Nota Técnica 31/2011-SRE/ANEEL, de 13/02/2011, §§ 120, 121 e 122, fl 29.

7 “A opção regulatória adotada para o 3CRTP foi observar os melhores resultados apresentados pelas empresas do setor atendo-se ao fator que o país exibe enorme heterogeneidades entre as suas regiões e que as condições de operação entre elas nem sempre é a mesma” (Nota Técnica 31/2011-SRE/ANEEL, de 13/02/2011, § 119, fl 29)

8 Nota Técnica 31/2011-SRE/ANEEL, de 13/02/2011, § 120, fl 29.


• os impactos, quando couber, do rateio das Perdas das Demais Instalações de Transmissão - DITs sobre as distribuidoras usuárias desses sistemas.

Cabe ressaltar que a recomendação não propõe alterar dados passados ou retroagir efeitos econômicos, mas simplesmente evitar que parâmetros estabelecidos em condições reconhecidamente precárias continuem a gerar efeitos posteriores no momento e na oportunidade do aperfeiçoamento de método e procedimentos.

3. DA VELOCIDADE DE REDUÇÃO DE PERDAS EM DISTRIBUIDORAS SITUADAS EM ÁREAS DE ELEVADA COMPLEXIDADE SÓCIO-ECONÔMICA

Como mencionado anteriormente, a Agência fixou para as concessões de baixa complexidade um nível aceitável de perdas não técnicas (menor do que 5%) que resulta em sinal efetivo e de longo prazo para a definição de estratégias empresariais de combate às perdas. As distribuidoras enquadradas neste cluster têm, agora, referenciais para dimensionamento de recursos humanos e financeiros objetivando o combate e o controle de perdas não técnicas.

É importante destacar que a criação de tal limite não significa eliminação do incentivo à redução das perdas, mas sim a incorporação de forte sinalizador de longo prazo que será incorporado ao planejamento estratégico das empresas no que concerne ao equilíbrio entre combate e controle de perdas não técnicas.

Neste contexto, não se verifica existência de indicador similar para as distribuidoras situadas em áreas com elevado índice de complexidade (superior a 0,16 – limiar usado pela Agência para segregar as áreas de concessão em grupos de alta e baixa complexidade).

Deste modo, a ABRADEE recomenda a fixação, para o grupo de distribuidoras em áreas com maior complexidade sócio-econômica, de um percentual mínimo de perdas não técnicas em que não exista, de maneira análoga às de baixa complexidade, a obrigatoriedade de trajetórias de redução.

Na busca deste limiar, observa-se que nos três índices de complexidade propostos pela ANEEL, a COELCE se mostra como benchmarking para a maioria das demais distribuidoras localizadas em áreas de elevada complexidade. A COELCE apresenta complexidade média de 0,329, ocupa a 7ª posição deste ranking e opera com baixo nível de perdas não técnicas.

Assim, a ABRADEE recomenda que o atual nível de perdas não técnicas da COELCE seja fixado como o nível aceitável de perdas para as distribuidoras localizadas em áreas de elevada complexidade sócio-econômica. De forma objetiva, o limite pode ser fixado em 10% para este grupo de distribuidoras, independente do número de consumidores.


4. DO TRATAMENTO DAS PERDAS TÉCNICAS NAS DEMAIS INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO

Por fim, não se pode deixar de mencionar as adequações no tratamento das perdas nas Demais Instalações de Transmissão, pois influenciam nas estimativas das Perdas Técnicas das distribuidoras e, conseqüentemente, em seus níveis de Perdas Não Técnicas. Neste sentido, reapresentamos as contribuições para melhoria dos cálculos das mencionadas perdas, a fim de mitigar de eventuais prejuízos às distribuidoras por limitações dos critérios atualmente utilizados pela Agência. A segregação das perdas de energia das DIT, hoje incorporadas às perdas da Rede Básica, aumentará o nível de perdas técnicas das distribuidoras. Com efeito, como decorrência do § 2o do art. 8º da REN nº 067, de 08/06/2004, com a redação dada pela REN nº 210, de 13/02/2006, o diferencial de perdas elétricas entre a Rede Básica e as DIT’s deverá ser atribuído, proporcionalmente a cada Acessante, conforme definido em Regras de Comercialização, isto é, serão rateadas proporcionalmente entre os pontos de medição dos agentes envolvidos. Por outro lado, a medição do suprimento à distribuidora, nos casos em que a conexão ocorre através de um transformador de propriedade da transmissora, tem sido aprovada no lado da alta tensão, porém, nos casos em que a instalação física é inviável, a medição pode ser localizada no secundário da transformação, mas rebatida para o primário, mediante a utilização do algoritmo de Compensação de Perdas do transformador. Como se vê, nos casos citados, as perdas elétricas, embora ocorrendo em ativos da transmissora, serão, por força dos regulamentos citados, contabilizadas para a distribuidora e não nas Perdas na Rede Básica. A ANEEL, em suas reuniões colegiadas, registra a inexistência de previsão legal para reconhecer, nos reajustes tarifários, montantes de perdas diferentes daqueles estabelecidos no momento da revisão tarifária periódica. Por este motivo, deve ser dado tratamento análogo às perdas da rede básica, por terem o mesmo princípio, de modo a neutralizar o efeito daquelas alterações para as distribuidoras. Desta forma, recomenda-se que o volume de perdas totais da distribuidora seja estabelecido pelo somatório de: Perdas na Rede Básica; Perdas nas Demais Instalações de Transmissão e Perdas na Distribuição. As perdas na rede básica, que incluem as perdas nas DIT’s, são definidas a cada Reajuste Tarifário, e as perdas na distribuição fixadas nos processo revisionais periódicos. A segregação das perdas nas DIT’s das perdas da rede básica será considerada na constituição das perdas técnicas na distribuição. Desta forma, é preciso antecipar esse movimento,


prevendo a regra de inclusão destas perdas nas perdas da distribuição quando da efetiva segregação. Tratam-se, conforme explicado, de variações de perdas não decorrentes da dinâmica do mercado, ou seja, não inerentes ao risco do negócio, daí a necessidade que se faça a previsão, na revisão tarifária, de metodologia que considere esta transferência das perdas nas DITs das perdas da rede básica para as perdas na distribuição. Ou seja, sugere-se, para o caso dos transformadores, o reconhecimento do decorrente incremento das perdas técnicas e do rebatimento deste aumento sobre as perdas globais da distribuidora e, no caso das DITs, que a tratativa a ser adotada para suas perdas, nos Reajustes Tarifários, siga o mesmo tratamento adotado para as perdas na Rede Básica.

- X -

Documents

CONTRIBUIÇÃO PARA A 2ª FASE DO DA AUDIÊNCIA … · que devem ser considerados para definição desse referencial. Em primeiro lugar deve-se observar a trajetória de redução