Efeito da GD-FV nas receitas da distribuidora sem SAEB

Analisando o resultado geral da taxa de depreciação e as trocas dos transfor- madores, é possível avaliar o efeito da GD-FV nas receitas da distribuidora. Como observado na Figura 52, a taxa de depreciação dos transformadores é reduzida em baixas penetrações FV, e em 20% de GD-FV já começam as trocas de transformado- res. A redução da taxa de depreciação Iδt causa redução da Quota de Reintegração Regulatória (QRR). No entanto, a redução da Iδt também causa aumento da Remu- neração de Capital (RC), pois implica a redução da depreciação acumulada (DA). O efeito na parcela VPB é dado pela soma dos efeitos nas parcelas RC e QRR, como pode ser constatado naFigura 11. ATabela 15 mostra a variação nas parcelas RC, QRR e V P B dos custos gerenciáveis da distribuidora em função do fator de penetração FV. Em 10% de GD-FV há redução na parcela QRR de 1,43 milhão de reais e em 20% redução de 530 mil reais. A parcela RC sempre aumenta: no início,

graças à redução da DA e, depois, por causa da troca de transformadores. Assim, a parcela VPB tem redução de 1,23 milhão de reais em 10% de GD-FV e depois só aumenta motivada pela troca de transformadores (parcela V NR).

Tabela 15 – Variação nas parcelas dos custos gerenciáveis em milhões de reais sem SAEB

Fator de penetração ∆RC (Milhões R$) ∆QRR (Milhões R$) ∆V P B (Milhões R$)

0,1 0,189 -1,432 -1,233 0,2 4,468 -0,530 3,906 0,3 13,66 2,581 16,11 0,4 28,76 7,14 35,62 0,5 37,32 10,73 47,68 0,6 45,66 15,52 60,69 0,7 79,22 29,36 107,72 0,8 180,62 61,18 239,87 0,9 266,39 91,09 354,63 1,0 401,74 139,98 537,40

O efeito da GD-FV nas parcelas RC, QRR e VPB em penetrações até 20% é pouco expressivos e começa a ser notados em penetrações superiores a 30%, conforme a Figura 53. Em níveis de penetração muito elevados, a parcela RC pode ter um aumento de aproximadamente 32,5%, e a QRR, de até 18%. A parcela VPB pode aumentar em mais de 537 milhões de reais, o que corresponde a uma elevação de aproximadamente 12%.

O efeito nos custos com aquisição de energia (CE) e na parcela VPA é mostrado naFigura 54. A redução da parcela CE reduz em sincronismo com a GD-FV; em grande penetrações FV, o custo com aquisição de energia por parte da distribuidora é praticamente zerado. Aproximadamente 60% da parcela VPA é CE, o que causa redução de aproximadamente 60% da VPA em grandes penetrações.

A Figura 55 apresenta as receitas da distribuidora. Quando desconsiderada a depreciação, a receita verificada e a receita permitida são reduzidas na mesma proporção, em função da redução com os gastos de energia (energia evitada), conforme indicam as linhas preta e azul. A linha vermelha representa o efeito da GD-FV na RP considerando a depreciação e a troca de transformadores. O reajuste da receita no cenário-base, sem GD, foi igual a 13,3%, calculado com dados da revisão tarifária de 2018 (ANEEL, 2018a).

Conforme discutido na tese, o aumento da GD-FV causa redução da depreciação em baixas penetrações e aumento em grandes penetrações FV. A redução na taxa de depreciação não ocasiona redução significativa na receita permitida; já a substituição

5.3. Efeito da GD-FV nas receitas da distribuidora sem SAEB 119 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 1200 1300 1400 1500 1600 Milhões de Reais [R$] RC 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 750 800 850 900 950 Milhões de Reais [R$] QRR 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 Fator de Penetração FV 4500 4625 4750 4875 5000 5100 Milhões de Reais [R$] VPB

Figura 53 – Efeito da GD-FV nas parcelas RC, QRR e VPB

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 Fator de Penetração FV 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 Bilhões de Reais [R$] VPA CE

Figura 54 – Efeito da GD-FV nas parcelas CE e VPA

dos transformadores gera aumento considerável na RP. Portanto, a parcela RP, calculada considerando esses efeitos, praticamente não sofre alteração em baixas penetrações, visto não haver troca de transformadores, e registra aumento significativo em penetrações maiores, como pode ser visto na Figura 55.

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 Fator de Penetração FV 7 8 9 10 11 12 13 14 15 Bilhões de Reais [R$] Receita Verificada

RP (δ Fixo sem Troca de Transformadores) RP (δ Variável com Troca de Transformadores)

Figura 55 – Receitas da distribuidora em função do fator de penetração FV

A Figura 56apresenta o reajuste da receita, que é a relação entre RP e RV, conforme a Equação 3.5. O impacto da DG-FV no reajuste começa a ser percebido para penetração de 30%, como pode ser visto naFigura 56. Além disso, o aumento no reajuste da receita pode ultrapassar 30% em penetração do FV de 100%.

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 Fator de Penetração FV 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 Reajuste de Receitas [%]

δ Fixo e Sem Troca de Transformadores δ Variável com Troca de Transformadores

5.3. Efeito da GD-FV nas receitas da distribuidora sem SAEB 121

5.3.1

Efeito da GD-FV no Fator X

O efeito da GD-FV no envelhecimento do transformador que afeta a parcela VPB impacta também o Fator X e consequentemente altera o reajuste tarifário anual. Como discutido noCapítulo 2, esta tese considera a vida útil do transformador somente em função da degradação do isolamento e considera também que o envelhecimento dos transformadores não afeta os custos operacionais, como discutido no Capítulo 3. Então pode-se, dizer que os custos operacionais da revisão em processamento (COP) e a meta dos custos operacionais (COmeta), descritos naEquação 3.10, não se alteram também. No entanto, a parcela dos custos operacionais (TP) que compõe o Fator X também depende da parcela VPB e sofre alteração com a GD-FV, conforme mostra aEquação 3.11. A componente TP é calculada na revisão tarifária periódica a cada 4 anos, cujo valor na revisão de 2018 foi de -1,33% (ANEEL,2018a) (ANEEL, 2019a). As componentes Pd e Q são calculadas anualmente na revisão tarifária anual, cujo valor em 2019 foi Pd=1,31% e Q=-0,35% (ANEEL, 2019a). Assim, o Fator X na revisão tarifária anual de 2019, calculado de acordo com aEquação 3.6, foi, de -0,37% (ANEEL,2019a).

AFigura 57(inferior) mostra o efeito do envelhecimento dos transformadores na componente TP, considerando o impacto na parcela VPB. Já a Figura 57 (superior) mostra o efeito no Fator X, levando em consideração o impacto na componente TP. Se o valor da componente TP for negativo, significa que os custos operacionais da distribuidora foram menores que a meta dos custos operacionais; assim, um aumento na parcela VPB representa um aumento na componente TP. Mas, se o valor da componente TP for positivo, significa que COP foi maior que COmeta, e, então, um aumento da parcela VPB representa redução na componente TP. No caso da distribuidora em estudo, o valor da componente TP na RTA de 2019 foi negativo, consequentemente contribuiu para o Fator X ser negativo. Nesse caso, o aumento da parcela VPB, em razão do efeito da GD-FV no envelhecimento dos transformadores, diminui o índice médio de reajuste tarifário anual econômico (IRTeco), descrito na Equação 3.14, como mostra a Figura 58, e menor também será o reajuste tarifário anual. O índice IRTeco é entrada para o reajuste tarifário anual dos clientes de alta e baixa tensão, que depende da estrutura e da modalidade tarifária. O efeito médio a ser percebido pelos consumidores na RTA de 2019 foi de 8,73% (ANEEL, 2019a). É interessante analisar o efeito do envelhecimento dos transformadores na componente TP, no Fator X e no reajuste anual. Caso a componente TP seja negativa, um aumento nos custos gerenciáveis da distribuidora (VPB) contribui para elevar a Tp (menos negativa) e, portanto, aumenta o Fator X e, consequentemente, reduz

o reajuste tarifário. Da mesma forma, para a componente TP negativa, quando o efeito do envelhecimento dos transformadores causado pela GD contribuir para a redução da parcela VPB, a componente TP diminui (mais negativa); portanto diminui o Fator X e aumenta o reajuste tarifário anual. Esse comportamento não parece adequado. Assim, uma diminuição dos custos gerenciáveis VPB é desejável, e os clientes deveriam se beneficiar desse ganho e não serem penalizados. Dessa forma, considera-se necessário rever a metodologia vigente de cálculo da componente TP.

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 Fator de Penetração FV -0.4 -0.35 -0.3 -0.25 -0.2 Fator X 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 Fator de Penetração FV -1.35 -1.325 -1.3 -1.275 -1.25 -1.225 -1.2 -1.175

Trajetória dos Custos Operacionais [T

P

]

Figura 57 – Fator X (superior) e trajetória dos custos operacionais (inferior) em função do fator de penetração FV

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 Fator de penetração FV 1.895 1.9 1.905 1.91 1.915 1.92 1.925 1.93 1.935 1.94 1.945 IRT [%]

Figura 58 – Índice de reajuste tarifário (IRTeco) em função do fator de penetração FV

5.4. Envelhecimento dos transformadores e taxa de depreciação com SAEB 123

5.4 Envelhecimento dos transformadores e taxa de