O Índice de Aproveitamento de Subestações e o Planejamento da Expansão: um Estudo de Caso

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1 21 a 25 de Agosto de 2006 Belo Horizonte - MG O Índice de Aproveitamento de Subestações e o Planejamento da Expansão: um Estudo de Caso Engº Caius V. S. Malagoli Engº Adriano A. E. Merguizo Engº Luiz C. Nunes CPFL Energia CPFL Energia CPFL Energia caius@cpfl.com.br amerguizo@cpfl.com.br lnunes@cpfl.com.br RESUMO Este trabalho tem por objetivo suscitar a discussão sobre a aplicabilidade do Índice de Aproveitamento de Subestações, definido pela ANEEL como um instrumento de eficiência tarifária na valoração da Base de Remuneração Regulatória. É apresentado um caso teste que analisa a expansão das transformações de uma concessão hipotética em dois cenários: um que não leva em conta a aplicação do IAS; outro em que o IAS é premissa básica. São mostrados os montantes de carga ano a ano e as obras de ampliação com novos transformadores ou pelo remanejamento de transformadores existentes. É calculado o IAS nos dois cenários para uma comparação da evolução deste, e é mostrado o percentual de carregamento global de cada cenário ao final da concessão, fixada em 30 anos. Por fim, o trabalho apresenta uma análise financeira dos cenários comparando os investimentos ao longo do período para cada cenário. A discussão sobre a eficiência do IAS se faz urgente, dada a experiência adquirida nos processos de revisão tarifária periódica ocorridos nos anos de 2003 e 2004 para a maioria das concessionárias e, em alguns casos, concluído em 2005, e a proximidade do novo ciclo de revisões previstos para 2007 e PALAVRAS-CHAVE Índice de Aproveitamento de Subestações, Planejamento de Subestação, Transformador. 1. INTRODUÇÃO Passado o primeiro ciclo de Revisão Tarifária Periódica da maioria das concessionárias de distribuição de energia elétrica, entre os períodos de 2003 e 2004, a Agência Nacional de Energia Elétrica ANEEL anunciou aos agentes e a sociedade[1] que deverá colocar em Audiência Pública propostas para aperfeiçoamento do processo que define as tarifas de energia elétrica, dividido em quatro subprocessos distintos: Empresa de Referência - ER, Remuneração de Capital, Fator X e Base de Remuneração de Ativos - BRR. 1/9

2 Aproveitando a oportunidade para o debate, o processo de avaliação e reconhecimento da BRR apresenta ainda pontos que carecem de melhor análise e definição metodológica, visando a adequação dos critérios e procedimentos por parte da Agência Reguladora, das empresas avaliadoras credenciadas e por parte das concessionárias, ou cuja metodologia proposta, por si só, não garante o resultado por ela buscado. Sob a ótica do Planejamento da Expansão, o Índice de Aproveitamento de Subestações IAS é um desses pontos. Proposto com a finalidade de garantir os investimentos prudentes, impedindo que uma concessionária de distribuição venha a obter uma sobrevalorização da sua BRR por investimento não prudente e remunerar apenas aquilo que, na visão da ANEEL, está a serviço da concessão, o IAS tem sua formulação apresentada no Anexo IV da Resolução ANEEL nº 493, de 3 de setembro de 2002, como segue: IAS% = DM * (1 + TCA) 10 * 100 PTI Onde: DM é a demanda máxima anual TCA é a taxa de crescimento anual PTI é a potência total instalada Através dessa formulação bastante simplificada, pretende-se obter resultados de eficiência no investimento da expansão dos sistemas de distribuição de energia elétrica, onde o IAS impacta não apenas na construção de novas subestações, ou ampliação daquelas existentes, como também na própria expansão das redes de distribuição de média tensão. A questão que se coloca é se, a despeito de toda a complexidade que norteia os estudos de planejamento, nos quais são analisados cenários de carga, projeções de demanda e alternativas de expansão que atendam critérios técnicos e econômicos, onde conveniência e necessidade muitas vezes se fundem, pode uma formulação tão simplificada garantir, em qualquer condição, a expansão ótima e o investimento prudente para a modicidade tarifária? Não nos parece razoável aplicar tal conceito, se nele houver a menor possibilidade de, ao invés de obter tais benefícios para determinados consumidores de uma dada concessionária, resultar em valores mais elevados e que venham a onerar a tarifas finais. Indo um pouco além, tal formulação se mostra engessada, e a estrita observação da aplicação do Anexo IV da Resolução 493/2002 é condição primária para as empresas avaliadoras credenciadas pela ANEEL[2]. Filosofias de expansão que privilegiavam a construção de subestações de maior porte, considerando a contingência de um transformador atendida pelo transformador remanescente, dentro da própria subestação, são penalizadas como se tal procedimento não constasse da boa engenharia, desconsiderando-se questões como custos elevados de terrenos para construção de subestações menores e em maior número, maior quantidade de faixa de passagem de linhas de transmissão para suprimento dessas subestações, dificuldade de deslocamento em centros urbanizados para manobras na rede de distribuição, entre outros. Considerando, ainda, a simplicidade da equação, podemos nos permitir considerar algumas possibilidades de aplicação, onde se objetiva aferir, a grosso modo, a eficiência da metodologia com relação àquilo a que se pretende. Assim, vamos considerar hipoteticamente uma nova concessão de distribuição em formação com uma única subestação e cuja evolução do crescimento da carga, no período de 30 anos de concessão, ocorre conforme mostrado na Tabela 1. 2/9

3 Tabela 1 Evolução da Carga Máxima da Subestação Ano 0 Ano 10 Ano 20 Ano 30 Carregamento (MVA) 9,3 15,1 24,6 40 Com uma Taxa de Crescimento Anual de 5%, o Planejamento dessa concessionária optou por evoluir a Potência Total Instalada atendendo plenamente o IAS, isto é, em dez anos, a DM seria igual ou superior a PTI. Considerando que, por hipótese, poder-se-ia utilizar um único transformador e, não possuindo outra subestação, a troca de um transformador por outro de potência maior resultaria na alienação do primeiro pelo seu valor contábil depreciado[3], é apresentada, na Tabela 2, os custos dos transformadores utilizados e, na Tabela 3, os investimentos realizados a cada década. Tomou-se por base um custo de $100 para a instalação ou troca do transformador e a depreciação constante de 2,5% para determinação do valor de venda. Tabela 2 Custo dos Transformadores Potência Nominal (MVA) Valor ($) Tabela 3 Investimentos em Expansão com Substituição Ano 0 Ano 10 Ano 20 Ano 30 Potência Instalada (MVA) Investimento Agregado ($) Utilizando o ferramental da matemática financeira e considerando uma taxa de atualização de 12% a.a., o Valor Presente - VP dos investimentos agregados a BRR ao longo da concessão seria de $ 1.781,85, inferior, portanto, ao investimento de $ que seria realizado se a concessionária optasse por instalar logo de início um transformador de 40 MVA que duraria por toda a concessão. Neste caso, a simplicidade da metodologia do IAS estaria a favor da modicidade tarifária. No entanto, considerando que não há a necessidade de alienação dos transformadores, pois há espaço na subestação para ampliação da capacidade, poder-se-ia considerar uma outra evolução da PTI para a mesma evolução da carga. A Tabela 4 mostra os investimentos para as ampliações ao longo do período em análise. Tabela 4 Investimentos em Expansão sem Substituição Ano 0 Ano 10 Ano 20 Ano 30 Potência Instalada (MVA) Investimento Agregado ($) Com a mesma taxa de atualização de 12% a.a., o VP para este caso seria de $ 2.074,07, valor superior ao de $ do investimento num transformador de 40 MVA que atenderia a evolução da carga durante todo o período da concessão. Neste caso, mesmo obtendo IAS de 100% em todos os períodos, a modicidade tarifária e o investimento prudente não estariam garantidos. Apesar do exemplo acima já sinalizar que a simplicidade da formulação do IAS pode não atender aos princípios que lhe deram origem, um aprofundamento da questão se faz necessário. A seguir, é proposto um exemplo com um grau de complexidade maior, no qual poderá ser melhor detalhado os efeitos da aplicação do IAS. 3/9

4 2. PREMISSAS Vamos considerar agora uma concessionária de distribuição que acabou de assinar seu contrato de concessão e adquiriu um conjunto de subestações passíveis de serem ampliadas. Nesse momento, isto é, no ano zero, ela herdou em operação dois transformadores de 40 MVA e dois de 10 MVA. Considere, nessa análise, que a rede de distribuição está dimensionada para realizar transferências de carga entre todos os transformadores, não sendo necessários investimentos para tal. Para a análise comparativa, vamos propor dois cenários: Cenário sem IAS: neste cenário a concessionária faz a opção por padronizar a utilização de transformadores de potências elevadas e, assim, em toda nova expansão será utilizado um novo transformador de 40 MVA para substituir um de 10 MVA, ou a reutilização deste quando for necessário. Cenário com IAS: neste cenário a concessionária, preocupada com a remuneração dos ativos, padronizou um transformador intermediário e fez a opção por utilizar um novo transformador de 25 MVA para substituir um de 10 MVA, ou a reutilização deste quando necessário. Podemos considerar ainda: Taxa de crescimento (TCA) de 5% a.a. Custo de instalação de $100 Taxa de atualização de 12% a.a. A rede de distribuição comporta todas as transferências de carga sem investimentos adicionais A duração da concessão é de 30 anos Critério de planejamento para ampliação da subestação é de 92,3% da potência do transformador Pretende-se evoluir os dois cenários ao longo da concessão de forma a verificar qual deles apresenta menor valor agregado de investimento na expansão das transformações. 3. EVOLUÇÃO DO MERCADO DE DEMANDA E OBRAS DE EXPANSÃO As Tabelas 5, 6 e 7 apresentam a evolução da carga dos transformadores e as obras de ampliação para o Cenário sem IAS, para cada década da concessão, respectivamente. A primeira coluna mostra a potência nominal do transformador (PTI) em preto, e o limite de potência de planejamento, em vermelho. Na segunda coluna, são listados os transformadores em ordem alfabética. Na terceira coluna, o Ano 0 representa a demanda no instante inicial da concessão para cada transformador herdado. As demais colunas mostram a demanda ano a ano. Na coluna amarela é mostrada a potência nominal do novo transformador instalado, o valor do investimento e, abaixo, o transformador retirado e disponível para ser reaproveitado. 4/9

5 Tabela 5 Evolução da Carga para o Primeiro Decênio Cap (MVA) TR Obra A ,9 22,0 23,1 24,2 25,5 21,5 22,6 23,7 24,9 36,9 40 B 15 15,8 16,5 17,4 18,2 19,1 20,1 15,9 16,6 17,5 18,4 36,9 10 C 7 7,4 7,7 8,1 8,5 8,9 40 9,4 20,3 21,4 22,4 23,6 9,2 $ D 4 4,2 4,4 4,6 4,9 5,1 5,4 5,6 5,9 6,2 6,5 9,2 0 E 0 0 F 0 0 G 0 10 Tabela 6 Evolução da Carga para o Segundo Decênio Obra Obra 20 26,1 27,4 28,8 30,2 31,7 33,3 35,0 36,7 35,4 37,2-3,0-8,0 19,3 20,2 21,2 22,3 23,4 24,6 25,8 27,1 28,5 29,9-2,0 24,7 26,0 27,3 28,6 30,1 31,6 33,1 34,8 33,4 35,1-3,0 6,8 7,2 7,5 7,9 8,3 8,7 9,2 9,6 9,1 40 9,5-1,0 $ ,0 10 7,4 7, Tabela 7 Evolução da Carga para o Terceiro Decênio Obra 24 Obra Obra ,7 32,2 33,8 35,5 31,0 29,4 30,8 32,4 34,0 35,7-6,0-3,0 29,3 30,8 32,3 33,9 35,6 33,2 34,8 36,6 38,4 36,7-4,0-3,5 31,6 33,1 34,8 36,5 38,4 32,9 34,6 36,3 38,1 36,9-7,0-3,0 25,7 27,0 28,4 29,8 31,3 31,8 33,4 35,1 36,8 36,5-1,0-2,0 8,1 8,5 8,9 9,4 40 8,8 25,0 26,2 27,6 28,9 30,4-1,0 $ ,0 10 7,4 7,7 8,1 8,5 8,9 9,4 10 8,9 $100 8, Verifica-se que, em cada decênio, ocorreu a compra e instalação de um único transformador de 40 MVA e o reaproveitamento dos transformadores de 10 MVA substituídos. Assim, ao final da concessão, foram acrescidos três novos transformadores. Da mesma forma, as Tabelas 8, 9 e 10, uma para cada década da concessão, apresentam a evolução da carga dos transformadores e as obras de ampliação para o Cenário com IAS, onde têm-se como premissa a utilização de transformadores de potência menor, neste caso o de 25 MVA. Os valores iniciais são os mesmos apresentados para o cenário anterior, com dois transformadores de 40 MVA e dois de 10 MVA herdados pela concessão. 5/9

6 Tabela 8 Evolução da Carga para o Primeiro Decênio Cap (MVA) SE A ,9 22,0 23,1 24,2 25,5 21,5 22,6 23,7 24,9 36,9 40 B 15 15,8 16,5 17,4 18,2 19,1 20,1 21,1 22,2 23,3 24,4 36,9 10 C 7 7,4 7,7 8,1 8,5 8,9 25 9,4 15,1 15,9 16,6 17,5 9,2 $ ,0 10 D 4 4,2 4,4 4,6 4,9 5,1 5,4 5,6 5,9 6,2 6,5 9,2 0 E 0 0 F 0 0 G 0 0 H 0 0 I 0 10 Tabela 9 Evolução da Carga para o Segundo Decênio ,1 27,4 28,8 30,2 31,7 33,3 35,0 36,7 38,6 35,3 25,7 26,9 28,3 29,7 31,2 32,7 34,4 36,1 37,9 34,5 18,4 19,3 20,2 21,2 22,3 18,2 19,1 2 21,0 22,1 6,8 7,2 7,5 7,9 8,3 6,6 7,0 7,3 25 7,7 18,6-2,0 $ ,4 7,7 8,1 8,5 8, Tabela 10 Evolução da Carga para o Terceiro Decênio ,0 34,7 34,3 36,0 37,8 34,5 36,2 38,0 33,6 35,3-4, 0-2,0-6,0 36,3 38,1 34,7 36,5 38,3 33,9 35,6 37,4 35,1 36,8-6,0-4,0 23,2 22,3 20,2 21,2 22,3 23,4 20,4 21,4 22,5 23,6-2,0-3,0-4,0 19,5 20,5 21,5 22,6 23,7 20,7 21,7 22,8 23,9 20,9-4,0-4,0 9,4 25 8,8 19,7 20,7 21,8 22,9 20,8 21,9 23,0 21,0-1,0 $ ,0-3,0 10 7,4 7,7 8,1 8,5 7,9 8,3 25 8,7 19,6 20,6-1,0 $ ,8 17,6 18,5 19,4 20,4 $ ,0 10 7,4 7,7 8,1 8,5 10 7, Como era de se esperar, neste cenário, há a necessidade de se instalar dois transformadores a mais do que no cenário anterior. Igualmente, há também uma realocação adicional de um transformador de 10 MVA. Assim, a concessão que se iniciou com quatro transformadores, ao final de 30 anos agregou outros cinco. Além da expansão necessária em cada cenário, podemos calcular o IAS e verificar o quanto haveria de reconhecimento do investimento incorporado no valor da concessão. O Gráfico 1 mostra o IAS calculado para o décimo ano da concessão. 6/9

7 101% 101% 99% 96% 114% 106% 106% 75% sem IAS com IAS A B C D Gráfico 1 IAS no décimo ano de concessão Se considerarmos que ocorre uma revisão a cada cinco anos, não haverá diferença entre os cenários no cálculo do IAS no quinto ano, pois nesse período não houve a ampliação das transformações. Já no segundo ciclo de Revisão Tarifária é possível observar o efeito da utilização do IAS como um critério de planejamento adicional, pois a concessionária teria praticamente 100% dos seus ativos considerados numa Revisão Tarifária. Ao contrário, no Cenário sem IAS, uma parcela considerável do investimento feito no novo transformador de 40 MVA não seria remunerado pelos próximos cinco anos. Observa-se, também, que o IAS vai perdendo importância no longo prazo, quando o carregamento global vai tendendo para o critério de planejamento (92,3%). Isso pode ser visto no Gráfico 2, onde é mostrada a relação percentual entre o carregamento total e a potência total. 85% 88% 83% 56% 64% 70% 47% 47% sem IAS com IAS Gráfico 2 Relação de carregamento global durante a concessão No início da concessão, ambos os cenários indicam um baixo carregamento dos transformadores. Vale ressaltar que, como na prática, aqui também os ativos foram herdados e, portanto, não há gestão da concessão sobre seu carregamento inicial (ano zero). Evidentemente, poder-se-ia considerar a troca desses transformadores por outros de valores menores, por exemplo 25 MVA, mas isso seria imputar 7/9

8 um custo aos consumidores desnecessário, uma vez que já se havia contabilizado esse custo na assinatura do contrato de concessão. Por outro lado, com o passar do tempo, verifica-se uma crescente evolução no carregamento global da concessão não por força do IAS, pois ocorre nos dois cenários, mas por critério de planejamento. 4. ANÁLISE ECONÔMICA Com os cenários evoluídos têm-se todos os investimentos necessários para o atendimento do mercado. A Tabela 11 mostra a comparação desses investimentos para cada cenário, indicando o ano em que eles ocorreram. Tabela 11 Investimento no tempo Cenário sem IAS $ $ - $ 100 $ - $ $ - $ - $ 100 $ $ - $ - $ 100 com IAS $ $ 100 $ - $ $ - $ 100 $ $ - $ $ 100 $ $ 100 Assim, é possível calcular o Valor Presente de cada investimento e somá-los na data zero. A Tabela 12, finalmente, mostra a comparação do valor agregado à concessão no período de 30 anos. Tabela 12 Comparação do Investimento Cenário Valor Presente sem IAS $ 1.294,66 com IAS $ 1.406,84 Observa-se que, nas hipóteses aqui consideradas, a utilização do IAS não garante que a suposta utilização dos transformadores reflita em modicidade tarifária. Ao contrário, pode-se incorrer num acréscimo de valor aqui representado por uma diferença de, aproximadamente, 9% a maior. 5. CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES O Índice de Aproveitamento de Subestações foi proposto com o objetivo de remunerar apenas os ativos que estivessem prestando serviço à concessão. Ao estabelecer uma formulação simplificada baseada na projeção do carregamento para 10 anos, a ANEEL esperava evitar que um agente pudesse intencionalmente inflar sua base de remuneração. Sobre isso, no entanto, já há na própria Agência um reconhecimento do fato de que o IAS não é indispensável[4]. Olhando a questão numa ótica de curto prazo, a aplicação do IAS nos recentes processos de revisão tarifária não deveria ter ocorrido ou, ao menos, deveria ter sido aplicado tão somente para os transformadores novos. Praticamente todo o parque instalado das distribuidoras já existia na assinatura do Contrato de Concessão, e se expandiram ao longo dos anos através de técnicas fundamentadas aplicadas por planejadores experientes, ainda no tempo em que a concessão estava sob a gestão do Poder Concedente. No longo prazo, não há como afirmar que o IAS pode garantir a expansão dos transformadores de forma economicamente eficiente, por sua própria simplicidade. Conforme mostrado aqui, o IAS leva as empresas a abordarem a expansão com um fator adicional, se adaptando a regra como representado 8/9

9 nesta contribuição. Transformadores de potências menores são mais indicados por representarem menores riscos de não serem totalmente remunerados. Contudo, ao longo do tempo, uma maior movimentação de transformadores e construção de um maior número de subestações podem vir a representar um custo maior para os consumidores. Vale lembrar que o transporte de transformadores exige um grau de especialização e envolve riscos que se refletem nos custos. Outro aspecto muito relevante é o incentivo tarifário à migração de nível de tensão dada pelas regras de acesso ao Mercado Livre. Hoje, um cliente do subgrupo tarifário A4 só pode negociar livremente sua energia com uma PCH. Assim, clientes com demanda igual ou superior a kw descobrem que o retorno do investimento numa subestação de 138 kv é suficientemente rápido. Há vários casos de clientes de kw a kw que migraram, ou estão migrando da média tensão (A4) para a alta tensão (A2) descarregando de forma significativa os transformadores que os atendiam. Neste caso, a aplicação do IAS resultará numa penalidade para a concessionária que estava preparada para atender o seu mercado e terá glosada a remuneração dos seus ativos. Às vésperas de um novo ciclo de revisão tarifária, este Trabalho Técnico tem o objetivo de contribuir para o aperfeiçoamento desse processo, e suscitar a discussão em torno da aplicação do IAS da forma como está proposto. Mais além, considerando que a Agência demonstrou a intenção de colocar o assunto em debate pela sociedade, fica aqui a sugestão para que tal índice seja desconsiderado nas próximas Revisões Tarifárias. Por fim, podemos sugerir aqui a necessidade de um trabalho semelhante para a análise mais criteriosa do Índice de Aproveitamento de Terrenos. Áreas hoje de fácil acesso e custo baixo podem, em 10 anos, se tornar inviável para aquisição de parte adicional de terreno para ampliação de subestações, principalmente em área urbanizada. 6. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS 1 ANEEL, Aperfeiçoamento das metodologias de revisão tarifária será proposto em junho, htm#texto3, acessado em 4 de abril de ANEEL, Agência Nacional de Energia Elétrica, NOTA TÉCNICA nº 178/2003- SFF/SRE/ANEEL, de 30 de julho de 2003, folha ANEEL, Agência Nacional de Energia Elétrica, RESOLUÇÃO nº 44, de 17 de março de ANEEL, Agência Nacional de Energia Elétrica, NOTA TÉCNICA nº 60/2005-SRD/ANEEL, de 24 de agosto de /9