Gestão Eficiente da Energia: Viabilidade Técnica

A decisão executiva pela efetivação de um dado investimento em determinado negócio, seja na sua ampliação ou na criação de uma nova estrutura física, é baseada em premissas técnicas e econômicas desenvolvidas a partir de pesquisas de mercado, da avaliação da logística de transporte de insumos e produtos acabados, da sua distância geoestratégica em relação ao mercado-alvo e fornecedores, dos benefícios tributários concedidos e da infraestrutura urbana cedida pela Administração Pública e das alternativas de financiamento disponíveis no mercado, apenas para citar os aspectos mais básicos de um processo decisório profissional. Nesse tipo de análise, a viabilização do fornecimento de energia elétrica às instalações do empreendimento, muitas vezes, ocupa um caráter secundário, outras tantas, é irrelevante para a tomada da decisão. E é aí que reside o perigo.

A prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica, ou seja, o fornecimento de energia elétrica às instalações de um consumidor, requer a observância e o cumprimento por parte da concessionária e do interessado de um grande número de normas técnicas e regulamentos legais criados com vistas a assegurar os níveis de segurança e qualidade estabelecidos pelo Poder Concedente para o serviço, não apenas para o interessado, mas para todos os demais usuários do sistema de distribuição, garantindo que o atendimento a uma determinada instalação não irá prejudicar o fornecimento às demais unidades conectadas ao mesmo circuito e, tampouco, trará riscos a terceiros. Assim, em cada atendimento, seja um aumento de carga ou a efetivação de uma nova ligação, a concessionária deve proceder a uma série de análises de natureza técnica, buscando identificar os riscos à segurança das instalações envolvidas e à flexibilidade de sua operação, bem como determinar as obras de recapacitação e/ou extensão de circuito necessárias à viabilização do atendimento pleiteado dentro dos níveis de qualidade requeridos para o fornecimento.

Do exposto percebe-se que o fornecimento de energia elétrica a uma determinada instalação requer planejamento e a realização de vultuosos investimentos, sem mencionar o prazo necessário para a sua concretização e para a disponibilização da infraestrutura correspondente. Ocorre que a grande maioria dos administradores tem em mente a falsa idéia de que, uma vez prevendo a instalação de sua empresa em uma área urbana já servida pelos serviços de eletricidade, nenhum investimento adicional será necessário para a efetivação de seu atendimento. Neste fato reside o maior problema no planejamento e na viabilidade econômica dos novos empreendimentos, que podem ver a sua expectativa inicial frustrada em razão dos prazos necessários para a realização das obras pertinentes ao fornecimento pretendido. Outrossim, desconsiderar no bojo de sua análise de viabilidade os eventuais recursos financeiros que serão demandados em regime de co-participação nas obras de infraestrutura elétrica para seu atendimento é um risco que pode tornar o negócio totalmente inviável economicamente.

Assim, é recomendável contatar a concessionária a ser acessada com a maior antecedência possível, detalhando-lhe a suas necessidades no tocante ao fornecimento de energia elétrica, para que esta possa tomar as suas providências em prazo hábil e auxiliar o empreendedor no planejamento da implantação de seu negócio.

Impasse na Contratação da Reserva de Capacidade

Segundo a ótica de promover a racionalidade energética através do fomento à instalação de unidades distribuídas de cogeração de energia elétrica nas plantas industriais como forma de elevar a confiabilidade dos sistemas de distribuição e reduzir investimentos e outros custos associados aos mesmos, foi criada uma modalidade de contratação denominada Reserva de Capacidade, a qual assegura ao autoprodutor ou produtor independente de energia elétrica que, possuindo unidade consumidora diretamente conectada às suas instalações de geração, atenda total ou parcialmente às necessidades energéticas destas, o direito de pleitear a contratação de uma reserva de potência adicional àquela que já possuir contratado em regime firme. Porém, neste caso, a remuneração cabível à concessionária acessada será proporcional à efetiva utilização do contrato pelo acessante, uma vez que, à priori, este estaria fazendo uso de uma capacidade remanescente ociosa do sistema de distribuição da concessionária acessada.

Ocorre que, em 1999, quando foi criada a modalidade de contratação da Reserva de Capacidade, apenas os autoprodutores ou produtores independentes de energia elétrica com potência geradora instalada de até 30.000 kW eram elegíveis ao exercício de tal direito, o que resultou em vários questionamentos junto ao Órgão Regulador por parte dos excluídos. Assim, a partir de março de 2008, através da sua resolução normativa no. 304, a Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL revogou tal limitação e buscou simplificar e clarificar as regras aplicáveis a esta modalidade de contrato. Entretanto, o resultado obtido não foi o esperado, de sorte que a expectativa do direito por parte dos beneficiários vem causando mais conflitos e mal-entendidos entre as partes contratantes do que antes.

Ao eliminar a restrição de potência para a contratação da Reserva de Capacidade, a ANEEL estendeu esta possibilidade para as grandes instalações industriais dotadas de considerável capacidade própria de geração e, por conseqüência, com considerável impacto no sistema de distribuição da concessionária acessada e no planejamento de seus contratos junto ao sistema de transmissão. Entretanto, em contrapartida, não houve qualquer flexibilização por parte da Agência nas regras às quais a concessionária acessada encontra-se atualmente sujeita para a determinação dos montantes contratados junto ao Sistema Interligado Nacional com vistas ao atendimento de seu mercado. Assim, resta o seguinte impasse: se a concessionária acessada firmar junto ao ONS – Operador Nacional do Sistema Elétrico contratos de uso do sistema de transmissão definindo montantes suficientes para o atendimento aos contratos de Reserva de Capacidade formalizados com os autoprodutores e produtores independentes de sua área de concessão, estará desrespeitando o princípio da modicidade tarifária, posto que onerará indevidamente seus demais clientes, arriscando-se a não ter tal despesa reconhecida nas suas tarifas. Ademais, estará sinalizando uma eventual necessidade de investimentos adicionais na transmissão, contrariando a lógica da racionalidade energética que deu causa a tal modalidade de contratação. Por outro lado, caso a concessionária acessada ignore os contratos firmados de Reserva de Capacidade na definição dos montantes a serem contratados junto ao sistema de transmissão, correrá o risco de ser penalizada pecuniariamente pela superação de tais montantes por ocasião do exercício dos contratos de Reserva de Capacidade pelo autoprodutores e produtores independentes de sua área de concessão, novamente absorvendo o prejuízo pecuniário.

Certo é que uma boa solução em pequena escala pode se tornar algo prejudicial em grandes proporções. Assim, enquanto o direito aos contratos de reserva de capacidade estava restrito aos empreendimentos de pequena capacidade, estes distribuídos ao longo da malha de distribuição de energia elétrica, os ganhos eram contabilizados por todos. Porém, quando tal direito foi ampliado, passando a abranger grandes blocos de carga e geração de unidades industriais eletrointensivas, os benefícios para a operação dos sistemas de distribuição não são mais tão facilmente percebidos.

Melhor seria se a ANEEL ampliasse também para as concessionárias de distribuição acessadas, detentoras de contratos de reserva de capacidade com grandes autoprodutores ou produtores independentes, a possibilidade de contratarem elas próprias contratos de reserva de capacidade com a Rede Básica para fazer frente aos compromissos firmados junto ao seu mercado.

Noções Básicas do Cálculo Tarifário na Distribuição de Energia Elétrica

O cálculo tarifário aplicável aos serviços de distribuição de energia elétrica visa, preservando o equilíbrio econômico-financeiro dos contratos de concessão, estabelecer o menor preço possível capaz de assegurar um nível de qualidade aceitável para o produto e para o serviço oferecido aos usuários do sistema elétrico, garantindo um atendimento abrangente ao mercado sem distinção geográfica ou de renda e remunerando adequadamente os investimentos reconhecidos como prudentes. Para tanto, a metodologia de cálculo contempla em momentos distintos, a revisão tarifária e o reajuste tarifário que passaremos a detalhar a seguir:

1. Na revisão tarifária, o Poder Concedente, representado pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, estabelece a Base de Remuneração Requerida – BRR para a concessão sob análise. Nesta etapa, toda a planilha de custos e de investimentos realizados ou necessários é avaliada, de forma a se determinar o montante mínimo em reais que deverá ser arrecadado por determinada concessionária, em base anual, para a prestação do serviço em questão em sua área de concessão. A metodologia de cálculo tarifário aplicada classifica os custos em duas parcelas distintas, a denominada Parcela A – composta pelos custos sobre os quais a concessionária não possui capacidade de gerenciamento, tais como: encargos setoriais, tributos, preço de compra da energia, etc., e a denominada Parcela B – que engloba os custos sob gestão da concessionária (mão-de-obra própria, despesas administrativas e financeiras, custos de operação e manutenção, etc.). Os custos que compõe a Parcela A, mediante a devida comprovação de sua correta contabilização, são repassados diretamente para as tarifas. Já os custos que compõe a Parcela B são confrontados com os custos da chamada “Empresa de Referência*” e repassados para a tarifa apenas se condizentes com os valores previstos no modelo. Portanto, na revisão tarifária, chega-se a um novo valor para a Parcela B, que deve, ainda, ser somado ao valor calculado para a Parcela A, para, assim, obter-se a BRR a vigorar durante os próximos ciclos anuais. Cada contrato de concessão possui um prazo específico para a realização da revisão tarifária. Os primeiros contratos formalizados após o ciclo de privatizações ocorridas durante o Governo FHC tiveram estabelecida a periodicidade de 3 (três) anos entre revisões tarifárias, enquanto que os contratos mais recentes apresentam períodos mais longos de até 5 (cinco) anos.

2. Nos ciclos anuais abrangidos entre uma revisão tarifária e outra, ocorre o reajuste tarifário da concessionária. Neste momento, os valores imputados à Parcela A são corrigidos de acordo com os novos montantes apurados para o período, ao passo que os valores da Parcela B sofrem apenas a correção monetária pelo IGP-M (FGV) acumulado nos 12 meses anteriores.

Uma vez estabelecida a BRR na revisão tarifária ou atualizada no reajuste tarifário, a ANEEL procede ao rateio do montante apurado entre as diversas classes de consumidores e nos vários níveis de tensão e de opções tarifárias disponíveis. Neste cálculo utiliza-se o conceito do custo marginal da distribuição, ou seja, qual é o custo marginal requerido da concessionária para cada nível de tensão, ou melhor, quanto menor for a tensão de atendimento, maiores serão os custos de investimento, operação e manutenção requeridos da concessionária na prestação de seu serviço, de forma que os consumidores de baixa tensão deverão ser contemplados com uma tarifa mais cara que será reduzida à medida em que a tensão de fornecimento for elevada. Complementarmente, considerando que a arrecadação de toda a BRR deve ser assegurada, a ANEEL utiliza-se, ainda, dos montantes de energia fornecidos aos consumidores pela concessionária em cada nível de tensão e em cada opção tarifária, apurados nos 12 meses anteriores e contemplando o crescimento vegetativo previsto pela concessionária para seu mercado, proporcionalizando a receita conforme o número de consumidores e quantidade de energia com previsão de ser fornecida em cada segmento. Estas são as principais razões pela qual cada nível de tensão x opção tarifária possui um índice médio específico de revisão/ reajuste tarifário, bem como pela qual o índice médio de revisão/ reajuste das tarifas da baixa tensão tendem a ser superiores àqueles experimentados pelos consumidores de média e alta tensão.

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* A ANEEL estabelece para cada área de concessão uma empresa de referência que, em teoria, reflete os custos operacionais eficientes de uma concessionária ideal e os investimentos prudentes realizados pela distribuidora para a prestação dos serviços e que terão direito à remuneração das tarifas cobradas dos consumidores, comparando esta referência com os custos reais contabilizados pela concessionária avaliada. Assim, na prática, a cada processo de revisão tarifária, a concessionária avaliada se vê obrigada a obter custos sempre inferiores àqueles da empresa de referência nos diversos segmentos previstos, de sorte a preservar a margem líquida anual de remuneração prevista em seu contrato de concessão. Eventuais ganhos de escala e sobre-eficiência da concessionária são, assim, identificados e capturados pela ANEEL e revertidos em benefício dos consumidores através do chamado Fator X. Por outro lado, as distorções identificadas no modelo e nos custos da empresa de referência são debatidas entre a concessionária, a ANEEL e a sociedade em geral através de Audiências Públicas, cabendo a esta ultima a palavra final sobre o tema.