As tarifas de uso da rede para BT e os custos das distribuidoras

Tarifas baseadas em volume ($/kWh) não fornecem incentivos adequados para os consumidores adotarem eficiência energética, e ainda geram subsídios cruzados entre categorias de usuários. Mas qual a melhor estrutura tarifária para refletir, da forma adequada e mais justa possível, os custos de rede causados por cada tipo de cliente da baixa tensão, incluindo os minigeradores? Este artigo investiga a questão e analisa dois exemplos.


Pavla Mandatova, da Eurelectric (União Europeia), Marco Massimiano, da Enel (Itália), Daphne Verreth, da Enexis (Holanda) e Carlos Gonzalez, da Unesa (Espanha)

Data: 20/02/2017

Edição: EM Janeiro 2017 No 514

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Uma das principais missões das companhias distribuidoras de energia elétrica é garantir a confiabilidade e a qualidade do fornecimento aos consumidores. O contexto de transição para a economia de baixo carbono exige investimentos adicionais no sistema elétrico, para manter o serviço de alto nível esperado. A maior parte desses recursos deverá ser alocada pelas distribuidoras, uma vez que suas redes precisarão acomodar uma quantidade crescente de geração distribuída, incluindo fontes renováveis e outros recursos distribuídos, como os veículos elétricos.

Nesse cenário, a capacidade de as distribuidoras coletarem, através das tarifas, as receitas requeridas para cobrir os custos e os investimentos necessários nas respectivas redes elétricas é uma questão-chave nos anos vindouros. Este artigo explica por que é necessária uma reconsideração da estrutura tarifária de uso da rede para consumidores residenciais, e esboça opções de estruturas tarifárias alternativas. O trabalho também estuda os casos da Holanda e Espanha, onde existem tarifas alternativas.

Precificação da rede de distribuição

Custos incluídos nas tarifas da rede

Na maioria dos países, as tarifas de uso da rede elétrica representam uma parcela significativa — em média, 40% [1] — da conta de eletricidade do consumidor residencial, e ela deverá crescer ainda mais. Estão inclusos nessas tarifas os custos da rede de distribuição (incluindo custos de capital, de operação, de serviço ao consumidor, etc.), os da rede de transmissão e outros encargos regulatórios. A maioria dos custos diretos da rede é determinada pela demanda de ponta (kW) e é independente da energia efetivamente fornecida — pelo menos a curto termo. Na verdade, os custos de investimento e manutenção são determinados pelo desenvolvimento da rede elétrica, levando em conta a potência de ponta demandada pelo sistema. Logo, é improvável que esses custos diminuam com o aumento da geração distribuída, uma vez que a rede precisa ser projetada para cobrir a demanda de ponta quando não houver produção local.

Este artigo enfoca a alocação dos custos diretamente relacionados à rede. Outros tipos de tributos regulatórios incluídos nas tarifas de uso da rede (como encargos para fontes de energias renováveis – FERs) não são considerados neste trabalho, uma vez que podem evoluir diferentemente dos custos da rede.


Estrutura tarifária de uso da rede

Hoje, a recuperação dos custos da rede depende fortemente da quantidade de eletricidade vendida. As tarifas de uso da rede para residências e pequenas empresas são quase inteiramente baseadas no volume de energia (kWh). A Eurelectric realizou uma pesquisa sobre as estruturas tarifárias de uso das redes que contou com a participação de representantes de 19 países (associações da indústria, associações de operadores e distribuidoras). Os resultados mostraram que cerca de 50–70% das receitas permitidas das distribuidoras geralmente são recuperadas usando tais custos volumétricos [1]. Nos países analisados, as tarifas de uso da rede eram ao menos parcialmente volumétricas, ou seja, baseadas na energia vendida ($/kWh). Além disso, na maioria dos países, os encargos de demanda de potência/capacidade ($/kW) e os encargos fixos destinados à recuperação dos custos associados ao suporte e gerenciamento do consumidor ($) (algumas vezes também chamado de custo do consumidor) são comuns para os consumidores residenciais (ver figura 1). Já em alguns países, os encargos fixos dependem da demanda (por exemplo, capacidade do fusível de entrada).

Fig. 1 – Componentes da tarifa de uso da rede em diversos países – pesquisa da Eurelectric

Precificação da rede no futuro

Por que a estrutura tarifária de uso da rede deve mudar?

Os reguladores se esforçam para proporcionar um equilíbrio entre múltiplos objetivos conflitantes, particularmente a adequação das receitas, capacidade de refletir os custos, eficiência econômica e inteligibilidade. No entanto, se as tarifas de uso da rede não forem capazes de refletir os custos, vários problemas podem surgir, como:

Tarifas de uso da rede com uma significativa parte volumétrica — ou seja, baseadas no consumo de energia das unidades consumidoras residenciais — são um exemplo típico de tarifação que não reflete os custos. Como resultado, unidades com consumo muito baixo de energia e alta potência de pico (que ocorre no momento em que a rede é mais solicitada) pagam muito menos do que os custos que geram para a rede. Da mesma forma, consumidores que geram sua própria energia e requerem a potência de pico apenas quando sua planta de geração fica fora de operação (como, por exemplo, durante manutenções) pagam um valor insignificante pelo uso da rede (apenas pelos kWh que absorvem do sistema naquela ocasião) quando comparado aos custos que geram (baseados na potência de pico).

Em outras palavras, as tarifas volumétricas de uso da rede fornecem um incentivo distorcido para que os consumidores residenciais invistam na produção de energia (tornando-se os chamados “prossumidores” [N. da R.: de produtores/consumidores – o termo usado no original é “prosumers”]) e não estimulam o uso eficiente da rede. Tais “prossumidores” não reduzirão a potência de pico solicitada da rede, uma vez que ela tem impacto muito reduzido no seu custo de eletricidade. As tarifas volumétricas criam riscos de impacto econômico significativo sobre os “não-prossumidores” (se elas forem reajustadas para compensar a queda da energia fornecida pela rede) e sobre as distribuidoras.

Na verdade, devido ao elevado desenvolvimento da autoprodução e à economia instável, os reguladores estão com mais dificuldades para prever com confiabilidade os volumes de energia que serão demandados da rede nos próximos anos. Isso pode gerar déficits financeiros e/ou econômicos para as distribuidoras. Se os volumes reais forem menores do que os volumes previstos, as receitas não vão cobrir os custos. Mesmo que ajustes ex post possam ser feitos para corrigir o desvio entre as receitas real e a prevista, os déficits temporários podem colocar em perigo a implementação dos planos de investimento, que são cruciais para todo o setor elétrico.

Tarifas de rede baseadas em maior capacidade/demanda de potência para fornecer melhores incentivos

A Diretiva de Eficiência Energética 2012/27/EU exige a eliminação de tarifas de uso da rede que possam impedir a eficiência energética e/ou a resposta da demanda. As estruturas tarifárias de uso da rede devem incentivar o comportamento de resposta da demanda e de eficiência energética, proporcionando ao mesmo tempo uma estrutura estável tanto para as faturas dos consumidores quanto para as receitas das distribuidoras. Uma nova estrutura tarifária deve considerar as naturezas diferentes dos custos fixos e variáveis (dependentes do uso real da energia). Além disso, essas novas opções tarifárias devem alocar os custos adicionais de reforço e de perdas na rede aos consumidores que os causam.

Com o objetivo de incentivar os consumidores a utilizarem a energia e a rede de forma mais eficiente, abordagens apropriadas podem incluir tarifas binomiais de uso do sistema, com um componente de capacidade predominante e outro de energia, ou tarifas de rede volumétricas baseadas na hora do uso, com diferentes preços para horário de ponta e fora de ponta. Além disso, a precificação dinâmica (que requer medidores inteligentes) pode incentivar os consumidores a evitarem o consumo em momentos de pico, o que proporcionará melhor utilização da capacidade da rede. Vários estudos concluem que uma precificação que reflita os custos é necessária e recomendam a precificação dinâmica ou regionalmente diferenciada [2–4].

Na nossa visão, as tarifas de uso da rede devem ser principalmente baseadas na demanda de potência/capacidade, pois dessa forma refletem os custos mais adequadamente, uma vez que os custos da rede estão principalmente relacionados à capacidade. Uma tarifa com essa estrutura não impede a eficiência energética, conforme exigido pela citada Diretiva da União Europeia, porque possui outras partes importantes, as quais, corretamente neste caso, são baseadas no consumo de energia.

A tabela I compara o impacto de diversas tarifas: volumétricas fixas (A), baseadas na capacidade (B), volumétricas baseadas no horário de uso (C) e tarifas binomiais com componentes de potência/capacidade e de energia (D).

A principal vantagem das tarifas volumétricas fixas (A) é sua simplicidade e aceitação histórica em alguns países. Contudo, não representam exatamente a verdadeira natureza dos custos da rede, colocando em risco a adequação das receitas das distribuidoras. Tais tarifas incentivam apenas uma redução do consumo global, independentemente do tempo, o que pode ter pouco ou nenhum impacto sobre a demanda de pico da rede.

Já as tarifas baseadas no horário de uso (C), devido à sua forte sinalização de preço durante horários de ponta, induzem a uma redução maior no consumo global (não apenas no horário de ponta) do que a precificação volumétrica fixa (A).

As abordagens B, C e D representam melhor os custos induzidos do que (A), podendo conduzir a um uso mais eficiente da rede. A adequação de receitas é mais garantida pelas abordagens (B) e (D), embora ajustes de receitas ex post e uma definição adequada de receitas permitidas possam fornecer o mesmo resultado.

As abordagens (C) e (D) são mais complexas e possuem mais requisitos de medição. Por sua vez, a (B) pode produzir o menor incentivo para redução do consumo global, em comparação com as outras abordagens.

A demanda de ponta é um dos principais causadores dos custos da rede. As abordagens B, C e D têm todas maior potencial de redução dos custos da rede do que (A). Elas incentivam a redução do consumo de ponta, por exemplo pelo deslocamento do uso para horários fora de ponta.

Estudos de caso

Holanda - Tarifas baseadas na capacidade

A partir de 2009, pequenos consumidores residenciais e pequenas empresas holandesas têm pago uma tarifa de capacidade plana (flat) pela distribuição da eletricidade, a qual se baseia na capacidade de suas conexões, isto é, na potência máxima admissível na conexão ou na instalação do consumidor de acordo com a capacidade do fusível, e não mais no uso real ou no horário de consumo. A maioria dos pequenos consumidores tem uma conexão elétrica limitada, ou seja, 3 x 25 A. Para consumidores com conexão de maior capacidade (3 x 35 A ou 3 x 50 A), como residências com bombas de calor ou elevadores, é aplicada uma tarifa de capacidade muito maior. Embora esses consumidores necessitem de maior capacidade, eles podem ter consumo de energia anual inferior à média dos demais. Portanto, dois anos após a introdução da tarifa, estes consumidores foram compensados com uma tarifa reduzida para diminuição da capacidade de sua conexão, ou receberam uma compensação financeira (bônus) de transição.

Outra solução, destinada especialmente a consumidores com consumo abaixo da média, consiste em que cada residência recebe um crédito anual fixo para o imposto (ou seja, um desconto no imposto da conta total de energia, que inclui eletricidade e gás). Para as distribuidoras, a introdução da tarifa de capacidade resultou em menor complexidade nos custos de administração e menor probabilidade de erros, devido à redução no volume de troca de dados. Isso também facilita o modelo de mercado centrado no varejo (o fornecedor é responsável pelo faturamento correto e pontual dos consumidores). É necessário observar que as receitas permitidas para as distribuidoras holandesas dependem, entre outras coisas, de sua participação no mercado. O percentual de mercado por distribuidora mudou após a introdução da tarifa de capacidade porque as receitas de distribuição para as distribuidoras também foram modificadas.

Apesar dos benefícios mencionados, a tarifa baseada na capacidade pode não incluir incentivos suficientes para a eficiência energética e fontes renováveis. Portanto, junto com as tarifas, também a estrutura do imposto sobre a energia mudou em 2009: o imposto foi aumentado para incentivar a eficiência energética. Os pequenos consumidores passaram a ser tributados em € 0,1185/kWh. No final, a tarifa de capacidade é planejada para que, incluindo os impostos e o crédito do imposto, o efeito líquido sobre os pequenos consumidores seja mínimo.

Testes piloto: Impacto da precificação dinâmica no uso da capacidade da rede – O projeto piloto “Seu Momento de Energia” teve o objetivo de compreender melhor a disposição dos consumidores de usar a eletricidade de forma mais flexível. Aos participantes desse projeto foi oferecida uma tarifa integrada de kWh com variação horária, incluindo fornecimento e uso da rede, baseada no carregamento da rede local (por exemplo, no final da tarde e no início da noite, eletricidade mais cara do que durante o horário do meio-dia) e nos preços do mercado atacadista (representado pelo mercado de dia seguinte [day-ahead] na Bolsa APX).

Os participantes produziam sua própria energia usando painéis fotovoltaicos e possuíam medidor inteligente, um computador e lavadora de roupas inteligente, os quais se comunicavam uns com os outros. Esse sistema permitiu o balanceamento em escala local. Foram oferecidos dois incentivos diferentes para que os participantes escolhessem sua forma de utilização da eletricidade: incentivos financeiros, isto é, os consumidores recebiam uma previsão de 24 horas do preço por hora; ou incentivos de sustentabilidade, em que era fornecida uma previsão de 24 horas da produção de energia solar. Os dispositivos inteligentes permitiram aos participantes tomar decisões racionais, baseadas no uso real da energia, aumentando sua eficiência energética.

Os primeiros resultados do projeto piloto mostraram que os incentivos financeiros foram escolhidos pela maioria dos participantes (95%), constituindo uma motivação importante para as mudanças no consumo de energia. Dentre estes, aproximadamente 77% consideraram que a redução de custos “valia a pena”. Em segundo lugar, os consumidores mostraram entusiamo em aderir ao projeto piloto, acreditando na importância de ser ambientalmente amigáveis e orientados ao futuro.

A aplicação de redes inteligentes e tarifas dinâmicas pode ajudar a mudar o comportamento dos consumidores em relação ao uso da energia. Como resultado, a necessidade de expansão do sistema elétrico é diminuída, porque a rede pode ser utilizada de forma mais eficiente por meio de TIC - Tecnologia da Informação e Comunicação.

Tarifas baseadas em demanda de potência na Espanha

Na Espanha, o acesso à rede responde por cerca de 50% da conta de eletricidade de residências e empresas de pequeno porte (sem impostos). As tarifas de acesso à rede incluem não apenas os custos da rede mas também outros custos relacionados à energia, como de políticas sociais e territoriais. As tarifas são formadas por duas partes: custo de demanda ($/kW) e custo de energia ($/kWh). As categorias de consumidores são definidas pelo nível de tensão. Na BT e MT, as duas categorias são diferenciadas de acordo com a demanda contratada (BT: ≤15 kW / >15 kW; MT: ≤450 kW / >450 kW). Os pequenos consumidores contratam uma demanda (kW) limitada por uma chave de controle cuja potência nominal é geralmente menor do que a capacidade da instalação. Há normalmente uma reserva de capacidade para um aumento futuro da demanda devido à expansão dos equipamentos elétricos do consumidor, ou seja, a demanda contratada pode ser aumentada/reduzida. A potência reativa é cobrada quando o fator de potência for inferior a 0,9.

A metodologia de tarifas de rede aplicada até 2013 alocava os custos regulados de acesso à rede da seguinte forma: 30% ao custo da demanda e 70% ao custo da energia, para residências e pequenas empresas (tarifa 2.0A). Consequentemente, mais de 80% dos custos de fornecimento de eletricidade (serviço de rede + energia + outros custos) eram alocados ao custo da energia nas contas dessas categorias de consumidores. Essa divisão forneceu um incentivo excessivo para a geração própria.

Após realizar uma consulta pública sobre a metodologia para alocação dos custos de acesso à rede, a CNE [Comisión Nacional de Energía, ente regulador espanhol] emitiu uma nova proposta em junho de 2012, baseada na alocação dos custos da rede (transmissão e distribuição), com percentual de 82,1% a 91,4% relativo ao custo da demanda de potência, e de 8,6% a 17,9% relativo ao custo da energia. Para os custos regulados restantes, não relacionados ao uso da rede, a CNE não propôs critério de alocação.

Após duas revisões nas tarifas de acesso à rede, realizadas em agosto de 2013 e janeiro de 2014, verificou-se uma mudança significativa na estrutura de custos: o custo da demanda passou então a representar 59%, e o custo da energia 41% das receitas de uso da rede vindas de residências e pequenas empresas. De forma global, o custo da demanda de potência aumentou de 28% a 112,6% e o custo da energia diminuiu de 20,58% a 36,20%, dependendo da tarifa. Segundo o governo espanhol, essa mudança na estrutura de custos é uma das medidas que visam garantir a sustentabilidade econômica do sistema elétrico.

Para o consumidor residencial médio, a mudança foi neutra. No entanto, para unidades consumidoras com fator de carga muito baixo, como segundas residências e irrigação agrícola sazonal, o aumento foi considerável. Para outros consumidores com baixo fator de carga, como consumidores vulneráveis, o impacto foi atenuado por um bônus social na forma de desconto na conta de eletricidade. Alguns consumidores reagiram reduzindo a demanda contratada. Reduções de 2% a 10% foram reportadas, dependendo da área de distribuição, o que significa melhor utilização dos ativos de distribuição.

Conclusão

Mostrou-se aqui que incentivar a resposta da demanda e o uso mais eficiente da energia por parte do consumidor, e fornecer ao mesmo tempo uma estrutura estável tanto para as faturas dos consumidores quanto para as receitas das distribuidoras, conduz à reformulação das estruturas tarifárias volumétricas de uso da rede, ainda muito comuns hoje. Como essas tarifas volumétricas não fornecem sinais de preços adequados, os consumidores não são incentivados a adotar comportamentos de consumo eficientes, o que faz surgirem custos mais elevados que não são pagos pelos consumidores que os causam.

Por isso, recomendam-se tarifas de rede baseadas em capacidade/demanda de potência, como tarifas de rede binomiais, com um componente predominante de capacidade e um componente de energia, ou tarifas de rede volumétricas baseadas no momento do uso, com preços diferenciados para consumos em horário de ponta e fora de ponta. Dessa forma, os subsídios cruzados entre diferentes categorias de usuários serão minimizados, garantindo que os consumidores paguem somente pelo que for utilizado.

As experiências holandesa e espanhola mostram que informações e uma transição gradual são a chave para manter os consumidores engajados. Uma estrutura dinâmica de preços da rede, que reflita melhor os custos marginais e permita a promoção da resposta da demanda e eficiência energética, deverá ser mais explorada. Além disso, o potencial de consumidores distintos e resultados de análise de custo-benefício nacional para uma implantação em larga escala de medidores inteligentes devem ser considerados na concepção de novas estruturas tarifárias.


Referências

  1. Eurelectric, 2012: Net work tariff structure for a smart energy system.
  2. Jamasb, T., (eds.), 2005: Long-term framework for electricity distribution access charges. Report commissioned by Ofgem, 5. Electricity Policy Research Group, Cambridge.
  3. Kohlmann, J., (eds.), 2011: Integrated design of a demand-side management system. Proceedings 2011 IEEE PES ISGT Europe Conference, Manchester Dec. 5-7, 2011.
  4. Niesten, E., 2010: Net work investments and the integration of distributed generation: Regulatory recommendations for the Dutch electricity industry . Energy Policy, vol. 38, 4355–4362.

Trabalho apresentado no Cired Workshop realizado em Roma, Itália. Tradução e adaptação da redação de EM.