Recuperação do Investimento da Substituição de Medidores Eletrônicos na Tarifa de Energia Elétrica

Recuperação do Investimento da Substituição de Medidores Eletrônicos na Tarifa de Energia Elétrica

8 de janeiro de 2020 0 Por Rafael Ciríaco

Introdução

As distribuidoras de energia elétrica prestam um importante serviço para a sociedade que é o suprimento contínuo de energia elétrica para as indústrias, comércios e residências. Para isso, é necessário a gestão de diversos equipamentos utilizados neste serviço (transformadores, disjuntores, reatores, capacitores, relés, medidores e outros), também chamados de ativos. A gestão dos ativos é composta por diversas etapas que vão desde a especificação até o descarte do equipamento, sendo uma das etapas a substituição do ativo. A atividade de distribuição no Brasil é altamente regulada pela ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica, esta agência define a vida econômica de cada ativo, o percentual de remuneração do capital prudentemente investido, o montante de capital que poderá ser utilizado para mão de obra, os índices de qualidade do atendimento do consumidor, ou seja, interfere diretamente na receita das distribuidoras. Além disso, a ANEEL define qual a tarifa será aplicada pelas distribuidoras, a qual é definida periodicamente, no processo conhecido como RTP – Revisão Tarifária Periódica.

Neste artigo será possível compreender como os ativos interferem na composição da tarifa da distribuidora, como é feita a reintegração e remuneração dos investimentos e ainda quais seriam as perdas de receita pela falta de investimento. Essas análises foram realizadas utilizando-se como exemplo medidores eletrônicos de energia elétrica, tal categoria de ativos foi escolhida pela importância no processo de faturamento da distribuidora (todo o faturamento da distribuidora passa pelos medidores de energia elétrica) e também pela intimidade da empresa Metrum Equipamentos de Medição & Testes com o tema “medição”.

Os resultados mostraram que as distribuidoras, mais especificamente as responsáveis pela medição, devem buscar manter o parque de medidores sempre atualizado, pois o investimento é recuperado na tarifa de energia elétrica e não se assumem riscos adicionais de perdas de receita por falhas na medição.

 

Revisão tarifária periódica

A ANEEL, por meio do PRORET – Procedimentos de Regulação Tarifária, define os procedimentos para a revisão tarifária das distribuidoras de energia elétrica. A RTP – Revisão Tarifária Periódica é realizada a cada 4 ou 5 anos, e busca remunerar adequadamente a distribuidora pelos seus serviços, sempre almejando a modicidade tarifária pelo benefício da sociedade.

Neste processo é determinada qual a receita requerida da distribuidora, que pode ser definida como o montante de capital necessário para a empresa operar anualmente e qual a receita verificada que pode ser definida como o montante de capital que seria arrecadado – levando em consideração o mercado e tarifas atuais. A partir desses dados é calculado o fator de reposicionamento tarifário médio.

 

 

Onde:

  • RT: Reposicionamento Tarifário Médio (%);
  • RR: Receita Requerida;
  • RV: Receita Verificada.

 

A receita requerida é o valor que a distribuidora precisa receber anualmente para realizar o fornecimento de energia elétrica para os consumidores e remunerar seus acionistas. Inclui o pagamento dos funcionários, manutenção de equipamentos, reintegração de ativos, remuneração dos investimentos, entre outros gastos. É composta por duas parcelas (parcela A e parcela B).

  • Parcela A: representa os custos com compra e transmissão de energia e impostos. Ou seja, valores que teoricamente não são gerenciáveis pela distribuidora. Estes custos são apenas repassados para o consumidor e não devem beneficiar ou prejudicar a distribuidora.
  • Parcela B: representa os custos gerenciáveis pela distribuidora. Nestes custos a distribuidora poderá ser mais ou menos eficiente para aumentar a sua lucratividade. Nesta parcela estará o foco do artigo, uma vez que a remuneração dos ativos é feita pela parcela denominada CAA (Custo Anual dos Ativos).
    • CAA (Custo Anual dos Ativos): nesta variável da parcela B é onde a distribuidora é remunerada pelos investimentos feitos nos ativos, tanto em relação a depreciação do ativo quanto a remuneração sobre o investimento.
    • RC (Remuneração do Capital): pode ser definida, de forma simplificada, pela taxa de retorno sobre o valor de mercado dos ativos da empresa. Ou seja, verifica-se o montante (em reais) dos ativos que ainda não estão depreciados e remunera-se a distribuidora sobre este valor.
    • QRR (Quota de Reintegração Regulatória): pode ser definida, de forma simplificada, pela recomposição dos ativos utilizados para a distribuição de energia elétrica. Ou seja, a distribuidora receberá o pagamento da parcela já depreciada do ativo. A taxa média de depreciação é definida pelo MCPSE – Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico. Neste manual há uma lista com os diversos ativos utilizados nas subestações e redes de distribuição e a depreciação anual de cada um deles.
    • BRR (Base de Remuneração Regulatória): pode-se considerar como BRR da distribuidora os ativos elegíveis excluindo-se a Base de Anuidade Regulatória (BAR), que são softwares, veículos, móveis, utensílios e terrenos e edifícios (usados para administração). É utilizada tanto para cálculo da Remuneração do Capital (RC) quanto da Quota de Reintegração Regulatória (QRR) que são componentes do Custo Anual dos Ativos (CAA).

 

Simulações

A seguir serão realizadas simulações utilizando-se um parque real de 2211 medidores eletrônicos de energia elétrica com diferentes anos de imobilização, variando de 2002 até 2019. Por critérios de confidencialidade o nome da distribuidora não será revelado. Para a composição da BRR será considerado o valor de R$15.000,00 por medidor, já instalado, e uma taxa de depreciação de 7,69%.

Foi considerada uma distribuidora que possua revisão tarifária periódica a cada 5 anos, sempre nos anos múltiplos de 5 (2020, 2025, 2030 e assim por diante).

GRÁFICO 1 – HISTOGRAMA IMOBILIZAÇÃO DOS MEDIDORES

 

Problemas da falta de investimento: Aspectos técnicos

Todos os equipamentos utilizados no sistema elétrico possuem vida útil técnica e conforme eles envelhecem a taxa de falhas tende a aumentar. Isso ocorre devido ao desgaste de seus componentes. A durabilidade dos equipamentos está diretamente ligada às condições de uso, como: temperatura de operação, sobretensões, sobrecorrentes, vibração e outros fatores.

A vida útil técnica, ou tempo de vida operacional, pode ser resumida pelo gráfico a seguir, conhecido como curva da banheira. Essa curva analisa a taxa de falhas de equipamentos versus o tempo de vida operacional e define três períodos diferentes:

  • Mortalidade Infantil: neste período a taxa de falhas é decrescente. Os equipamentos podem falhar por problemas de projeto, fabricação ou mau uso;
  • Período de vida útil: neste período a taxa de falhas é constante e baixa. As falhas são aleatórias causadas por mau uso, exposição a condições extremas, etc.;
  • Período de desgaste: neste período a taxa de falhas é crescente. Os equipamentos tendem a falhar cada vez mais devido ao desgaste em seus componentes.
GRÁFICO 2 – CURVA DA BANHEIRA / FONTE: CYRINO, Luis (2019)

 

A maioria das falhas apresentadas pelos medidores são impeditivas para a operação, porém, o problema da classe de exatidão, no meu ponto de vista, é a falha mais impactante, por se tratar de uma falha que em muitos casos é silenciosa. O medidor continua operando normalmente mas os resultados das medições estão errados. O medidor mais preciso aplicado para medições de faturamento possui erro típico de 0,2%, em situações de falha o equipamento pode apresentar erros mais elevados, podendo variar entre 1% e 2%.

A distribuidora pode demorar vários anos para perceber que o medidor está fora da classe de exatidão. A rotina de calibração dos equipamentos deve ocorrer a cada 5 anos, conforme regulamentação do ONS – Operador Nacional do Sistema Elétrico. Obviamente, se os erros apresentados pelos medidores forem grotescos é possível detectá-los com a leitura dos dados históricos de medição.

Quando a distribuidora opta por não substituir os medidores após os 13 anos de operação ela está assumindo riscos – justamente no equipamento que é responsável por medir todo o montante de energia comprado e vendido por ela.

 

Problemas da falta de investimento: Aspectos econômicos

Para este parque de medidores será simulada a depreciação a cada ano e calculada as parcelas de QRR (Quota de Reintegração Regulatória) e RC (Remuneração do Capital). Para fins de simplificação não será aplicada a correção do IPCA para a composição da BRR (Base de Remuneração Regulatória). A QRR e RC serão atualizadas a cada cinco anos, iniciando pelo ano de 2020. A taxa de depreciação média utilizada é de 7,69%, que é a taxa regulatória para medidores eletrônicos.

Para a remuneração do capital também serão adotadas simplificações. Será utilizada a BRRL (Base de Remuneração Regulatória Líquida) multiplicada pelo WACC (custo médio do capital). O WACC utilizado será de 12,26%, que é a taxa antes de impostos definida no submódulo 2.4 do PRORET.

GRÁFICO 3 – QRR E RC SEM NOVOS INVESTIMENTOS

 

TABELA 1 – DEPRECIAÇÃO DOS ATIVOS NAS REVISÕES TARIFÁRIAS

 

Baixa no ativo antes do fim da vida útil

Sempre que um ativo deixar de desempenhar a sua função ele, normalmente, deverá ser substituído. Em um cenário ideal a vida útil técnica deve ser maior ou igual a vida útil econômica. A distribuidora possui um grande desafio para garantir que essa condição seja verdadeira. Para cumprir tal desafio a distribuidora deve projetar, especificar, comprar, instalar e manter todos seus ativos.

Mesmo tomando todos os cuidados necessários ocorrerão alguns casos em que a baixa do ativo será prematura, o que causará perda de receita para a distribuidora. A seguir será realizada a análise de fim de vida útil prematura da base de dados de medidores utilizada neste trabalho.

Para esta análise foi considerado que todos os medidores foram retirados de operação com 9 anos, o que representa uma redução de 30,8% na vida útil. Na tabela a seguir é exibida a QRR e a RC em cada um dos cenários: retirada do medidor com 9 anos de operação (baixa prematura) e retirada do medidor com 13 anos de operação (baixa adequada). A perda de receita até a depreciação total ou baixa dos ativos foi de 34,85% ou R$ 12.668.767,09.

 

TABELA 2 – COMPARATIVO DA RECEITA POR BAIXA PREMATURA

 

Conclusão

Em um cenário ideal as distribuidoras deveriam substituir os ativos assim que a depreciação total for atingida, ou em momento próximo a este evento, conforme visto anteriormente, porém, o recurso financeiro é finito e não é possível investir em tudo que se deveria. Portanto, existe a necessidade da definição de prioridades. Cabe às diversas áreas das distribuidoras discutirem qual o melhor plano de investimento comparando o respectivo retorno.

A Metrum comercializa a linha de medidores ION da Schneider Electric. Esta linha de medidores tem histórico de utilização que precede os anos 2000 – sempre durando mais que os 13 anos necessários pela regulamentação brasileira. Adicionalmente, a linha ION8650 possui 10 anos de garantia, isso significa que o cliente permanecerá coberto pela maior parte da vida financeira do medidor.