Módulo 2: Revisão Tarifária de Concessionárias de ... · padrão celpa 1º 0.485 0.052 cea 2º 0.456 0.063 amazonas 3º 0.422 0.044 cemar 4º 0.363 0.036 celpe 5º 0.334 0.029

A G Ê N C I A N A C I O N A L D E E N E R G I A E L É T R I C A

Módulo 2: Revisão Tarifária de Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica

S u b m ó d u l o 2 . 6

P E R D A S D E E N E R G I A

Revisão Motivo da revisão Instrumento de aprovação pela ANEEL

Data de Vigência

1.0 Primeira versão aprovada (após realização da AP xx/2010)

Resolução Normativa nº xx/2010 01/01/2010

ProretProce d im e nto s d e Regulação Tarifária

Procedimentos de Regulação Tarifária

Assunto Submódulo Revisão Data de Vigência PERDAS DE ENERGIA 2.6 1.0 01/01/2010

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1. OBJETIVO .......................................................................................................................................................... 3 1. ABRANGÊNCIA ................................................................................................................................................. 3 2. METODOLOGIA ................................................................................................................................................ 3

3.1. DESCRIÇÃO GERAL .................................................................................................................................... 3 3.2. DEFINIÇÕES E INDICADORES .................................................................................................................. 4 3.3. ANÁLISE E DEFINIÇÃO DAS PERDAS NÃO TÉCNICAS ........................................................................ 6

3.3.1. RANKING DE COMPLEXIDADE ....................................................................................................... 6 3.3.2. ANÁLISE DO POTENCIAL DE REDUÇÃO ...................................................................................... 7 3.3.3. DEFINIÇÃO DA VELOCIDADE DE REDUÇÃO DAS PERDAS ...................................................... 8

3. APLICAÇÃO....................................................................................................................................................... 9 4.1. BASE DE DADOS ........................................................................................................................................ 10 4.2. PASSOS DA ANÁLISE ................................................................................................................................ 10



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1. OBJETIVO

1. Estabelecer a metodologia a ser utilizada para definição das perdas de energia regulatórias no Terceiro Ciclo de Revisões Tarifárias das concessionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica (3CRTP).

1. ABRANGÊNCIA 2. Aplica-se a todas as revisões tarifárias de concessionárias do serviço público de

distribuição de energia elétrica relativas ao 3CRTP, no período de janeiro de 2011 a dezembro de 2014.

2. METODOLOGIA 3.1. DESCRIÇÃO GERAL

3. A metodologia consiste em definir limites de perdas regulatórias admissíveis no

momento da revisão tarifária bem como reajustes subseqüentes.

4. A definição das perdas regulatórias envolverá a análise da Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD, responsável pelo cálculo e avaliação das perdas técnicas e da Superintendência de Regulação Econômica – SRE, responsável pela avaliação e definição das perdas não técnicas e perdas na Rede Básica. Está última com base em informações prestadas pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, responsável pela apuração das perdas na Rede Básica.

5. As Perdas Técnicas regulatórias são definidas pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD para o ciclo tarifário, com base nas definições dispostas no Módulo 7 dos Procedimentos de Distribuição (PRODIST).

6. As Perdas Não Técnicas regulatórias são definidas pela Superintendência de Regulação Econômica – SRE para todo o ciclo tarifário na forma de uma meta fixa ou de uma trajetória decrescente.

7. A abordagem adotada pela ANEEL para a definição dos limites de perdas não técnicas é o da comparação entre as concessionárias com área de concessão semelhantes.

8. Tal comparação se dá essencialmente a partir da construção um ranking de complexidade no combate às perdas não técnicas. Por se tratar de um problema de natureza sócio-econômica, a comparação envolve a identificação dos principais fatores que diferenciam as empresas. O resultado da comparação, quando



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controlada para essas heterogeneidades, é que a eficiência no combate às perdas passa a ser o principal fator explicativo para as perdas praticadas, tornando-as comparáveis segundo a eficiência.

9. Os limites regulatórios são definidos a partir de benchmarks de perdas não técnicas, que se caracterizam por operar em áreas de concessão tão ou mais complexas que a concessionária em análise, praticando um nível de perdas não técnicas em patamar inferior.

10. As Perdas na Rede Básica são definidas com base no percentual médio de perdas no segmento de “Consumo”, informado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, apurada nos 12 (doze) meses anteriores à data da revisão tarifária.

11. O percentual definido no parágrafo anterior será ajustado a cada reajuste tarifário anual, na Data de Reajuste em Processamento (DRP), de forma a considerar a informação mais atualizada da CCEE na data do reajuste.

3.2. DEFINIÇÕES E INDICADORES 12. Para fins de análise e definição de limites serão apurados os valores de perdas das

concessionárias, em megawatt-hora (MWh) e percentual, conforme definições a seguir:

13. Energia Vendida - EV: Representa toda energia vendida pela concessionária ao seu mercado cativo, consumo próprio e energia suprida com tarifa regulada às concessionárias de distribuição, permissionárias ou concessionárias do Sistema Isolado.

14. Energia Entregue - EE: Energia transportada pelo sistema da distribuidora com faturamento apenas por TUSD, calculada pela soma da energia entregue a consumidores livres, autoprodutores e outra concessionária acessante do sistema de distribuição.

15. Energia Injetada - EI: Somatório de toda energia injetada na rede de distribuição da concessionária via pontos de fronteira ou geração local (própria ou de terceiros).

16. Perdas na Distribuição - PD: Diferença entre a energia injetada na rede da distribuidora e total de energia vendida e entregue, expressa em megawatt-hora MWh.

17. Perdas Técnicas - PT: Parcela das perdas na distribuição inerente ao processo de transporte e medição da energia na rede da concessionária, expressa em megawatt-hora MWh.



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18. Perdas Não Técnicas - PNT: Representa todas as demais perdas associadas à

distribuição de energia elétrica, tais como furtos de energia, erros de medição, erros no processo de faturamento, unidades consumidoras sem equipamento de medição, etc. Corresponde à diferença entre as Perdas na Distribuição e as Perdas Técnicas, em megawatt-hora (MWh)

19. Perdas na Rede Básica – PRB: São perdas externas à rede de distribuição da concessionária e representam a parcela de energia dissipada no transporte da energia no sistema de transmissão da Rede Básica. As perdas na Rede Básica são rateadas entre todos os seus agentes de forma proporcional.

20. Além dos montantes em energia, as perdas são também expressas por relações percentuais, conforme os seguintes indicadores:

21. Percentual de perdas na distribuição - PPD: percentual das perdas na distribuição em relação à energia injetada na rede.

푃푃퐷 = 푥100[%] (1)

22. Percentual de perdas técnicas - PPT: percentual de perdas técnicas em relação à energia injetada na rede.

푃푃푇 = 푥100[%] (2)

23. Apesar de usualmente expresso em termos da Energia Injetada nos cálculos tarifários optou-se em se utilizar como referencial para o percentual de perdas não técnicas o índice calculado em proporção ao mercado de baixa tensão da distribuidora.

24. Percentual de perdas não técnicas - PPNT: percentual de perdas técnicas em relação ao mercado de baixa tensão da concessionária.

푃푃푁푇 = 푥100[%] (3)

25. As perdas na rede básica são geralmente expressas pela carga da concessionária, definida pelo montante de energia comprada para atender ao seu mercado cativo.

26. Percentual de na Rede Básica - PPRB: percentual de perdas na Rede Básica em relação à carga da concessionária.

푃푃푁푇 = 푥100[%] (4)



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27. Em decorrência do faturamento mínimo previsto na Resolução Normativa ANEEL

nº 456/2000 é possível que mercados faturados difiram dos mercados medidos, principalmente em regiões onde há grande número de consumidores com consumo abaixo do mínimo. Conseqüentemente, como as perdas são apuradas por diferença, o seu valor pode variar de acordo com o tipo de mercado utilizado.

28. No processo de análise e comparação entre as distribuidoras e definição de metas de perdas não técnicas deve-se usar o mercado medido, mas para construção do balanço energético no processo de revisão tarifária deve-se usar percentuais compatíveis com o mercado faturado.

3.3. ANÁLISE E DEFINIÇÃO DAS PERDAS NÃO TÉCNICAS 3.3.1. RANKING DE COMPLEXIDADE

29. A Tabela 1 apresenta o ranking e os índices de complexidade sócio-econômica das

áreas de concessão de distribuição de energia elétrica no Brasil. A ordem da tabela vai da área de concessão cujos indicadores sócio-econômicos se apresentaram mais adversos ao combate às perdas não técnicas para os menos adversos.

Tabela 1: Índice de Complexidade

Empresa Posição Índice Desvio Padrão

CELPA 1º 0.485 0.052 CEA 2º 0.456 0.063 AMAZONAS 3º 0.422 0.044 CEMAR 4º 0.363 0.036 CELPE 5º 0.334 0.029 COELCE 6º 0.326 0.034 LIGHT 7º 0.318 0.068 CEAL 8º 0.315 0.033 ELETROACRE 9º 0.291 0.044 COELBA 10º 0.283 0.025 AMPLA 11º 0.273 0.034 EBO 12º 0.270 0.036 CEPISA 13º 0.262 0.026 CER 14º 0.256 0.048 EPB 15º 0.248 0.021 SULGIPE 16º 0.240 0.036 CERON 17º 0.239 0.025 ESE 18º 0.218 0.021 ELETROPAULO 19º 0.205 0.048 CEEE 20º 0.189 0.030 CELTINS 21º 0.181 0.025 COSERN 22º 0.173 0.024 BANDEIRANTE 23º 0.170 0.029



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CEMIG 24º 0.169 0.022 ESCELSA 25º 0.160 0.027 COPEL 26º 0.148 0.020 CEMAT 27º 0.141 0.021 BOA VISTA ENERGIA 28º 0.132 0.024 ELEKTRO 29º 0.129 0.020 AES-SUL 30º 0.128 0.019 CELG 31º 0.125 0.020 FORCEL 32º 0.124 0.026 CHESP 33º 0.122 0.025 ENF 34º 0.122 0.020 COCEL 35º 0.120 0.019 ENERSUL 36º 0.119 0.021 CFLO 37º 0.118 0.019 SANTA MARIA 38º 0.110 0.025 UHENPAL 39º 0.106 0.024 PIRATININGA 40º 0.095 0.025 CEB 41º 0.094 0.024 IENERGIA 42º 0.086 0.024 RGE 43º 0.083 0.020 EMG 44º 0.070 0.024 CAIUA 45º 0.069 0.023 SANTA CRUZ 46º 0.068 0.024 CPFL PAULISTA 47º 0.067 0.021 EVP 48º 0.066 0.025 ELETROCAR 49º 0.061 0.024 COOPERALIANÇA 50º 0.058 0.021 NACIONAL 51º 0.058 0.024 CSPE 52º 0.058 0.024 CELESC 53º 0.051 0.022 MOCOCA 54º 0.045 0.025 BRAGANTINA 55º 0.044 0.024 DEMEI 56º 0.042 0.024 CJE 57º 0.042 0.023 CPEE 58º 0.040 0.026 HIDROPAN 59º 0.030 0.025 MUXFELDT 60º 0.021 0.026 EFLUL 61º 0.010 0.025 DME-PC 62º 0.008 0.027 JOAO CESA 63º -0.002 0.027

3.3.2. ANÁLISE DO POTENCIAL DE REDUÇÃO 30. O potencial de redução de perdas não técnicas é definido a partir da construção de

benchmarks para cada concessionária a partir da identificação de outras concessionárias com menor índice de perdas não técnicas atuando em áreas de concessão comparáveis sob o ponto de vista de complexidade socioeconômica.



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31. A meta é obtida por meio de uma ponderação que considera em sua formulação as diferenças entre as perdas praticadas pela concessionária e o seu benchmark, e a incerteza estatística na comparação entre as duas empresas quanto às posições do ranking.

푀푒푡푎( ) = 푃푟표푏( ) × 푃 + [1 − 푃푟표푏( )] × 푃( ) (5) onde: 푀푒푡푎( )= Meta de perdas da empresa i [%]; 푃푟표푏( )= Probabilidade do benchmark estar em área de concessão mais complexa; 푃 = Índice de perdas não técnicas praticado pela empresa benchmark [%]; 푃( )= Índice de perdas não técnicas praticado pela empresa i [%];

32. Combina-se a perda praticada pelo benchmarking com o grau de incerteza

associado ao ranking de modo a aumentar a confiabilidade da meta.

33. Além da formulação matemática, na definição da meta são avaliados também critérios qualitativos referente ao comprometimento da concessionária no combate às perdas não técnicas.

34. Caso se constate inação ou leniência poderão ser feitas glosas adicionais em suas perdas não técnicas regulatórias como forma de incentivo a melhoria da eficácia dos seus programas de combate às perdas.

3.3.3. DEFINIÇÃO DA VELOCIDADE DE REDUÇÃO DAS PERDAS 35. Identificado um potencial de redução das perdas não técnicas serão estabelecidas

trajetórias regulatórias de redução de perdas.

36. No 3CRTP as trajetórias de redução de perdas não técnicas serão limitadas a uma taxa máxima de redução anual, diferenciado de acordo com clusters de dificuldade de redução. Assim, concessionárias classificadas em clusters que apresentem maior dificuldade para reduzir poderão eventualmente ter um maior prazo para atingir a sua meta, e por outro lado para concessionárias classificadas em clusters de maior facilidade poderão ser exigidas trajetórias mais intensas.

37. A formação dos clusters leva em consideração duas características: nível de perdas não técnicas; e porte da concessionária.

38. Foram criados sete clusters de “velocidade de redução de perdas”. Primeiramente,

com relação ao nível de perdas não técnicas, as concessionárias foram classificadas em quatro grupos: perdas muito altas, altas, médias e baixas. Posteriormente, para alguns agrupamentos maiores, foram feitas subdivisões em



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subgrupos de acordo com o porte das concessionárias de forma a aumentar a similaridade entre eles. As características e critérios de enquadramento estão apresentados na tabela a seguir:

Tabela 2: Clusters de Velocidade de Redução de Perdas Cluster Característica Critério de enquadramento

Mai

or v

eloc

idad

e de

redu

ção →

Cluster 1 Concessionárias com perdas muito elevadas Perda nt/ BT > 30%

Cluster 2 Concessionárias com perdas altas, porém de porte muito pequeno

30% > Perda nt/ BT > 15% Numero de consumidores < 200 mil

Cluster 3 Concessionárias com perdas altas e médio porte

30% > Perda nt/ BT > 15% 200 mil < Numero de consumidores < 2 milhões

Cluster 4 Concessionárias com perdas altas e grande porte

30% > Perda nt/ BT > 15% Numero de consumidores > 2 milhões

Cluster 5 Concessionárias com perdas médias, porém de menor porte

15% > Perda nt/ BT > 8% Numero de consumidores < 700 mil

Cluster 6 Concessionárias com perdas médias e maior porte

15% > Perda nt/ BT > 8% Numero de consumidores > 700 mil

Cluster 7 Concessionárias com perdas baixas Perda nt/ BT < 8%

39. Para cada cluster é estabelecido um limite máximo de redução de perdas não

técnicas ao ano, conforme apresentado na tabela a seguir. Os limites estão definidos em pontos percentuais ao ano.

Tabela 3: Limites de Redução Anual Limites de redução [p.p/ano]

Cluster 1 Cluster 2 Cluster 3 Cluster 4 Cluster 5 Cluster 6 Cluster 7 3.00 2.25 1.90 1.55 1.20 0.85 0.50

40. Cabe ressaltar que os valores apresentados na tabela acima servem apenas como

limitador para as trajetórias de redução de perdas, definidas a partir das perdas praticadas pela concessionária e o seu benchmark, e não necessariamente serão aplicados.

41. Os critérios apresentados na tabela anterior permanecerão como referência para o terceiro ciclo de revisões, e a classificação das concessionárias em seus respectivos clusters só ocorrerá no momento da sua revisão tarifária.

42. Nos casos em que a concessionária não houver 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.

3. APLICAÇÃO



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4.1. BASE DE DADOS

43. Todas as informações que comporão a base de dados de perdas serão recebidas via Sistema de Acompanhamento de Informação de Mercado para Regulação Econômica - SAMP e estão sujeitas à auditoria e fiscalização por parte da ANEEL.

44. A base inicial será composta pelas perdas apuradas no ano civil de 2010, que será usada para definição das perdas das empresas que passarão por revisão de 2011. Para comparação será utilizado o índice de perdas não técnicas sobre o mercado de baixa tensão apurado dentro deste período sendo que, na apuração desse índice, o montante de perdas não técnicas será calculado pela diferença entre o total de perdas na distribuição e as perdas técnicas mais recentes calculadas pela SRD, conforme expressão a seguir:

푃 (%) = × (%) (6)

onde: Pnt(%) – Percentual de perdas não técnicas sobre o mercado de baixa tensão; Ptotal – Total de perdas na distribuição apurado no período; Einj – Total de energia injetada na rede de distribuição no período; Ptec(%) – Percentual de perdas técnicas sobre energia injetada calculado pela SRD; Mbt – Mercado de baixa tensão apurado no período.

45. Nos anos subseqüentes, na medida em que forem ocorrendo as revisões tarifárias do 3CRTP e que as perdas técnicas forem novamente calculadas pela SRD seus valores serão substituídos na base de dados para comparação nos processos de revisão seguintes.

46. A partir de 2012, a base de dados de perdas será atualizada com as informações apuradas no ano civil de 2011 com a atualização das perdas técnicas já calculadas, de forma que no momento de sua revisão tarifária cada empresa possa ser comparada com as informações de desempenho mais atualizadas das demais.

4.2. PASSOS DA ANÁLISE a) Passo 1: Recebimento das Informações

47. A concessionária deverá encaminhar à SRE relatório do combate às perdas não técnicas em sua área de concessão no qual deverá constar, no mínimo:

Evolução das perdas da empresa nos últimos anos segregadas entre técnicas e

não técnicas, tanto em valores absolutos quanto em percentual da energia injetada;



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Diagnóstico do problema das perdas na concessão, origens, características e fatores determinantes;

Detalhamento do programa de combate às perdas não técnicas especificando as atividades que vêm sendo desempenhadas, os investimentos e as despesas operacionais realizadas;

Resultados das ações de combate às perdas implementadas até o momento, detalhando os montantes de redução de perdas, ganhos de mercado e ganhos de receita adicional obtidos com o programa;

Diagnóstico dos processos e dificuldades encontradas; Plano de combate às perdas para o próximo ciclo contendo propostas de

melhoria de ações e metas a serem cumpridas. Deve conter também a previsão de recursos que serão investimentos com cada uma delas, os resultados esperados e os benefícios tarifários auferidos pelos consumidores ao final do programa.

b) Passo 2: Cálculo das Perdas Técnicas

48. A SRD procederá ao cálculo das perdas técnicas conforme metodologia definido no Módulo 7 dos Procedimentos de Distribuição. A partir da avaliação realizada, a mesma definirá o percentual que representa a melhor estimativa de perdas técnicas no momento da revisão bem como os valores regulatórios que serão utilizados ao longo do ciclo tarifário.

c) Passo 3: Apuração dos Valores de Perdas Não Técnicas

49. A SRE irá apurar os valores de perdas não técnicas, pela diferença entre perdas globais realizadas nos últimos doze meses anteriores à data da revisão tarifária da empresa e perdas técnicas calculadas no passo 2.

50. As perdas totais serão informadas via Sistema de Acompanhamento de Informação

de Mercado para Regulação Econômica – SAMP e deverão ser apurados considerando-se o mercado medido, conforme manual de preenchimento do SAMP. d) Passo 4: Definição da Referência de Perdas Não Técnicas

51. Será definido um índice referencial de perdas não técnicas para a empresa a partir de uma análise do modelo comparativo por benchmarking. Essa referência leva em consideração os melhores resultados do ponto de vista de perdas não técnicas dentre as empresas com complexidade semelhante e servirá como meta regulatória para a concessionária em análise. A construção desse referencial se pautará fundamentalmente nos critérios objetivos expostos nas seções anteriores.



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e) Passo 5: Ponto de Partida para a Análise

52. A referência inicial ou ponto de partida de perdas não técnicas é um valor

referencial para as perdas não técnicas da concessionária para o ano tarifário imediatamente anterior ao início do seu ciclo tarifário.

53. 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. Via de regra, não será permitido que o ponto de partida seja maior que o ponto de chegada da trajetória definida no ciclo passado. Além disso, também deve-se observar o nível de perdas reais praticado pela concessionária no ano anterior à 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 as perdas praticadas pela empresa em seu histórico recente.

54. Nessa análise será observado também parâmetros relacionados ao

comprometimento demonstrado pela distribuidora com o combate às perdas não técnicas em sua concessão. Para tanto, será utilizado um indicador representando o número de consumidores sem medidor em relação ao total de consumidores da concessão. A presença de percentuais elevados de perdas não técnicas juntamente com grande número de consumidores sem medição será interpretado como inação da concessionária no combate às perdas não técnicas.

55. Quando cabível, será desconsiderado do total de perdas que compõe o ponto de

partida aquele referente a consumidores sem medição. A estimativa dessa parcela se dará de forma simplificada e levará em conta o número de consumidores sem medição, o consumo médio da concessão e o faturamento mínimo, conforme expressão a seguir:

푃 = 푁 × (퐶 − 퐹푎푡 ) (7)

onde: Psm – Perda não técnica decorrente de ausência de medição; N – Número de consumidores sem medição; Cmed – Consumo médio anual por consumidor da concessão; Fatmin – Faturamento mínimo de consumidores monofásicos previsto em norma. f) Passo 6: Definição da Trajetória de Redução de Perdas Não Técnicas

56. A meta de perdas não técnicas definida no Passo 4 poderá ser atingida por meio de uma trajetória linear decrescente das perdas regulatórias em cada reajuste subseqüente, ou tratado como uma meta fixa ao longo de todo o ciclo. No caso de



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trajetórias decrescentes, deve ser feita uma análise adicional quanto à possibilidade de se atingir a meta definida em um único ciclo.

57. A trajetória de redução será o resultado da comparação entre a meta definida no

Passo 4 e o ponto de partida definido no Passo 5. Para as empresas com um potencial baixo de redução de perdas, é importante avaliar se é desejável que seja definida uma meta de redução em vez de trajetória. Nos casos em que a diferença entre as referências tratadas no parágrafo anterior se apresente pouco significativa a ponto de resultar em uma trajetória mínima, e que a concessionária já apresente um índice relativamente baixo de perdas não técnicas, poderá se optar pela definição de uma meta fixa de perdas para todo o ciclo tarifário correspondente ao último percentual de perdas não técnicas alcançado.

58. Nos casos em que se identifique grande potencial para redução de perdas será

definida uma trajetória linear de redução anual, definida pela diferença entre o ponto de partida e a meta regulatória dividida pelo número de anos até a próxima revisão da concessionária.

59. Na definição da trajetória serão observados os limites de redução anual definidos

na Tabela 3. No caso da trajetória calculada para a concessionária ultrapassar a taxa anual máxima de redução definida para o cluster no qual ela se encontra, prevalecerá o limite do cluster.

g) Passo 7: Ajuste da Trajetória

60. A trajetória definida no passo anterior será ajustada de forma a considerar a

influência do faturamento mínimo no mercado e nas perdas da concessionária para aplicação no cálculo balanço energético da revisão.

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