Contribuição Consulta Pública 012/2010
Nome: José Wanderley Marangon Lima
Empresa: Universidade Federal de Itajubá - UNIFEI
Na CP 12/10, duas Notas Técnicas foram disponibilizadas que versam sobre: a utilização de custos
médios para alimentar o processo de definição da estrutura tarifária na distribuição; e, a definição dos
diagramas simplificados de fluxos entre os níveis de tensão. Gostaria de parabenizar a ANEEL pela forma
bastante didática que explanou os conceitos e os procedimentos sugeridos. As minhas contribuições são
colocadas para as Notas Técnicas 41 e 39.
Nota Técnica 41/10
A NT041/2010 propõe substituir o custo marginal de expansão pelo custo médio das redes de
distribuição. Os motivos para esta substituição são, entre outros: a proximidade com a metodologia
utilizada na transmissão, assimetria de informação e a grande variação do CIMLP calculado pelas
empresas.
Esta NT apresenta os fundamentos da teoria microeconômica que diz que o custo médio é igual ao custo
marginal na condição ótima de operação e expansão. A utilização da empresa de referência para
identificar os custos operacionais e a busca por um conjunto de ativos ajustados ao tamanho da
concessão através da base de remuneração regulatória são indícios de que a ANEEL está trabalhando no
sentido de buscar esta condição ótima. O problema é que em geral as empresas não estão neste ótimo e
que, portanto, não se aplica o cálculo do custo marginal através do custo médio para a maioria das
empresas. Entretanto, existe uma dificuldade na obtenção do custo marginal ou mesmo da aproximação
feita através do custo incremental médio de longo-prazo. Os valores informados para os CIMLPs variam
muito de empresa para empresa o que levou a utilização da média destes custos. A utilização do custo
médio não me parece ruim no atual estágio do setor elétrico, mas ao comparar a Tabela 1 com a Tabela
4 vemos que a relação atual do A4 para o A2 que é de duas vezes passa a ser de cinco vezes. Isto pode
trazer problemas se for aplicada esta relação diretamente à tarifa completa. Apesar da NT dizer que os
valores da Tabela 4 são apenas indicativos, esta alerta deve ser considerada e se for aplicada deve ser
apenas para a parcela relativa ao “fio” da rede de distribuição.
Apesar da escolha conjuntural pelo custo médio, acho que as pesquisas devem continuar no sentido de
aprimorar o cálculo do custo marginal de longo prazo não por nível de tensão, mas também por
barramento incorporando os efeitos no planejamento da rede. Notar que o modelo da transmissão,
conforme ressaltado nesta NT, também carece de aprimoramentos visto que também utiliza os custos
médios extraídos de um caso base anual. A partir do planejamento poderão ser considerados os efeitos
da ociosidade das redes devido à incorporação da confiabilidade e segurança que são pressupostos do
planejamento minimizando a parcela selo.
No parágrafo 35, não apenas o lucro do produtor monopolista é maximizado quando receita marginal é
igual a custo marginal, mas também em mercados atomizados onde o ofertante é um tomador de preço.
Nota Técnica 39/10
Esta NT estabelece uma nova forma de cálculo do fluxo simplificado das redes de distribuição utilizando
o procedimento estabelecido para obter as perdas em cada nível de tensão e detalhando melhor o
procedimento de cálculo a ser seguido por cada empresa. Gostaria de ressaltar que a utilização do
digrama de fluxo simplificado está intimamente ligada ao processo atual da definição da estrutura
tarifária onde a questão espacial é negligenciada. A utilização do diagrama simplificado funciona
satisfatoriamente em redes radiais onde é possível definir diretamente as responsabilidades de cada
cliente no carregamento das transformações. Podemos dizer que este fluxo é uma aproximação que
tende a ser pior quando o sistema é mais malhado como ocorre em geral nas redes de 138 a 69 kV. A
TUSDg é uma tentativa de evitar esta aproximação para os agentes de geração.
Sugiro que a nova estrutura tarifária leve isto em consideração criando Redes Unificadas (RU) que
apresentem características próximas de redes radiais melhorando a aproximação do diagrama de fluxos.
Desta forma, teríamos estes diagramas de fluxos para cada RU e poderíamos incorporar os sinais horosazonais capturando melhor as características da região tanto no que se refere à rede elétrica como
também nos hábitos de consumo.