reajuste tarifário da escelsa - 2009 anexos - EDP no Brasil ...

(Fls. 5 Nota Técnica nº 265/2009-SRE/ANEEL, de 30 de Julho de 2009 – Processo n° 48500.002509/2009-29.)
revertido para modicidade tarifária, aplicando-se como redutor do custo total da Empresa de Referência.
Dessa forma, os valores constantes da mencionada Resolução nº 457/2000 estão sendo devidamente
atualizados pela variação acumulada do IPCA até o mês do atual reajuste tarifário da concessionária, para
fins de cobrança do consumidor solicitante dos serviços a partir de 07 de agosto de 2009.
17. Em relação ao pleito da empresa de reconhecimento adicional de Perdas Técnicas no
montante de 113.724 MWh devido a inversão de fluxo na SE Mascarenhas, provocado por elevados
despachos de geração nas usinas térmicas/hidráulicas da área do Rio de Janeiro concomitantemente com
reduzidos despachos de geração nas usinas hidráulicas da bacia do rio Doce e afluentes, entende-se que o
reconhecimento do adicional de perdas técnicas não é devido, por não haver previsão legal para tanto.
18. No momento da revisão tarifária periódica, observa-se a atual condição elétrica da
distribuidora, de forma a se definir o valor regulatório de perdas na distribuição. São avaliados os aspectos
físicos das redes da concessionária, as condições de suprimento à distribuidora e das cargas conectadas a
ela, de modo que o valor regulatório de perdas na distribuição seja definido neste momento, e considerado nas
tarifas por todo o período entre revisões tarifárias.
19. Os dados solicitados para a determinação do montante de perdas técnicas na revisão tarifária
da ESCELSA referem-se ao período de janeiro a dezembro de 2006. As alterações posteriores ao cálculo não
são consideradas nas tarifas. Cabe ressaltar que tanto o sistema elétrico quanto as características de
suprimento de uma distribuidora estão constantemente sofrendo modificações. Diversos são os fatores que
alteram o perfil de perdas da concessionária, a exemplo de novas usinas conectadas ao sistema, linhas de
Rede Básica que entram em operação, subestações construídas e até mesmo alterações no despacho de
usinas em função de restrições elétricas e energéticas. Nesse contexto, não há como avaliar todos os
aspectos operativos futuros do sistema elétrico no ato da revisão tarifária, nem como prever se as perdas
sofrerão redução ou aumento no período.
20. Todas as alterações do sistema elétrico que ocorrem no período entre revisões tarifárias
podem alterar as perdas da distribuidora para mais ou para menos, sem que isso resulte em alteração nos
montantes reconhecidos nas tarifas. Como exemplo, se um novo ponto de suprimento à distribuidora fosse
inaugurado, resultando em redução de perdas em sua área de concessão, o percentual regulatório definido na
revisão não seria revisitado em favor da modicidade tarifária. Conclui-se que há um risco para a
concessionária neste aspecto, inerente à operação do sistema elétrico.
21. Corrobora com esta opinião o Parecer n o 128/2008-PF/ANEEL, em sua folha 18, § 65,
conforme transcrito a seguir:
“Uma vez que o contrato de concessão prescreve, no que toca às perdas regulatórias, que o
tratamento a ser estabelecido é o do momento da revisão, vislumbra-se que, de antemão, foi aí estabelecido
o nível máximo de perdas admitidas diante da quantidade de energia que a concessionária pressupõe
vender para atender a seu mercado. Logo, não há que se falar em reconhecimento de componente financeiro
mesmo que as perdas reais sejam superiores às perdas previstas inicialmente, sob pena de ofensa a
dispositivo contratual firmado entre os signatários.”
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.