Afinal, quem ganha com as mudanças nas tarifas de transmissão?

Com colaboração de Helder Sousa, da TR Soluções; José Marangon e Luana Marangon, da MC&E

A consideração do novo sinal locacional na TUST (Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão) resultará em aumentos graduais, mas também reduções, na TUSD (Tarifa de Uso do Sistema  de Distribuição) de boa parte dos consumidores de energia do país até o ciclo 2027/2028, quando termina o período de transição de cinco anos definido pela ANEEL (Agência Nacional de  Energia Elétrica) para as novas regras para as tarifas locacionais.

Este estudo da TR Soluções e da Marangon Consultoria & Engenharia (MC&E), que calcula as variações esperadas nas tarifas devidas às alterações na metodologia locacional, mostra que a mudança representa um aprimoramento em favor do aumento da eficiência do sistema elétrico brasileiro.

O sinal locacional, além de indicar os melhores locais para instalação de empreendimentos de geração, também mostra para o consumo de energia elétrica os pontos da rede de transmissão onde há mais oferta de geração e consequentemente onde devem localizar as  demandas das cargas.

Essa sinalização econômica tende a postergar a necessidade de novos investimentos no sistema, o que, no longo prazo, contribui para a modicidade tarifária.

Introdução

As tarifas de aplicação às quais os consumidores cativos de energia elétrica estão submetidos são compostas basicamente por duas componentes: Tarifa de Uso dos Sistemas de  Distribuição, atribuída tanto a consumidores cativos como livres; e TE (Tarifa de Energia), atribuída somente aos consumidores cativos.

A TUSD é composta por elementos de custos regulatórios relacionados ao uso do fio, perdas e encargos setoriais. Já a TE diz respeito aos custos regulatórios relacionados às despesas das distribuidoras com a compra de energia.

Os custos relacionados ao uso do fio, ou da infraestrutura de transporte da energia, dividem se em dois grupos: custos de transmissão (TUST) e custos específicos de distribuição. O critério de alocação de custos para o cálculo das tarifas que remuneram o serviço de  transmissão é do Custo Marginal de Longo Prazo com sinal locacional, enquanto o rateio dos  custos relativos aos sistemas de distribuição é baseado no Custo Marginal de Capacidade.

Os aprimoramentos na metodologia locacional aplicada recentemente às tarifas de  transmissão pela ANEEL buscam alocar esses custos de forma justa e eficiente, levando em consideração a localização eletro-geográfica dos usuários e a complementariedade da receita tarifária entre a carga (consumo) e a geração.

Ela visa sinalizar as opções de entrada para novos usuários da rede de transmissão mais adequadas do ponto de vista da infraestrutura  disponível, além de evitar subsídios cruzados entre os usuários da rede, buscando eficiência na cadeia de produção e transporte da energia.

Já o Custo Marginal de Capacidade como critério de rateio dos custos de distribuição permite que eles sejam alocados de acordo com a responsabilidade dos usuários típicos, em cada nível de tensão, na formação dos custos de expansão das redes de distribuição, ou seja, os custos dos sistemas de distribuição são estabelecidos de forma diferenciada entre os grupos  (A; B); subgrupos (A1; A2; A3; A4; AS; B1; B2; B3; B4); classes e subclasses tarifárias, levando em consideração as modalidades tarifárias.

Há exatos dez anos, a tarifa de aplicação (TUSD + TE), média Brasil, era de 253,77 R$/MWh, com uma composição típica distribuída da seguinte forma:

• 2% com Rede de Transmissão;
• 29% com Rede de Distribuição;
• 7% com Perdas;
• 4% com Encargos Setoriais;
• 58% com Compra de Energia.

Atualmente, em outubro de 2023, o valor de uma tarifa de aplicação, média Brasil, é de 619,45  R$/MWh, com a seguinte composição:

• 6% com Rede de Transmissão;
• 27% com Rede de Distribuição;
• 7% com Perdas;
• 12% com Encargos Setoriais;
• 49% com Compra de Energia.

Neste período, contra uma inflação acumulada de 80% se medida pelo IPCA ou de 109% se  medida pelo IGP-M, apesar do aumento da participação dos encargos setoriais na composição tarifária ter sido significativo, foram as redes de transmissão que acumularam a  maior variação média no período: 721%; contra 599% dos encargos setoriais; 137% das  perdas; 121% das redes de distribuição e 106% com compra de energia.

Este artigo analisa, com base no histórico recente, os principais fatores por trás desse protagonismo dos custos de transmissão na evolução da composição tarifária.

Também apresenta dados e informações que indicam o que é possível se esperar para os custos do segmento nos próximos cinco anos tendo em vista a adoção do novo sinal locacional na definição da TUST, incluindo tanto os impactos específicos nessa tarifa como nos valores das tarifas de aplicação pagos pelos consumidores.

Evolução da RAP

A RAP (Receita Anual Permitida) é a remuneração regulatória recebida pelas empresas de transmissão de energia elétrica pelo serviço público de “transporte por atacado” de energia  elétrica. Ela é definida de acordo com os contratos de concessão ou licitação. No caso das concessões licitadas, a RAP é estabelecida como base nos resultados dos leilões, sendo a menor oferta aceita.

Já para as outorgas não licitadas, a ANEEL calcula a RAP levando em consideração os custos anuais dos ativos e os custos de operação e manutenção, além de encargos e tributos. O período entre as revisões tarifárias do segmento de transmissão varia entre quatro e cinco anos, dependendo do momento de assinatura do contrato. A RAP é  atualizada anualmente com base no indexador inflacionário definido no contrato.

A responsabilidade por essa receita é dividida entre todos os usuários da rede básica de  transmissão, como geradores, distribuidores, consumidores livres, importadores e  exportadores de energia elétrica. Ela é utilizada para remunerar as receitas dos serviços de  transmissão, incluindo a parcela de custeio do ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) não coberta pelas contribuições de seus agentes associados.

Nos últimos dez anos, foram realizados 54 leilões de transmissão e assinados 365 novos contratos, com investimentos acumulados da ordem de R$ 227 bilhões, contra um crescimento médio anual da demanda de energia da ordem de 1,5%.

Com isso, nesse  período o valor da RAP saltou de R$ 8,4 bilhões para R$ 39 bilhões ao ano, um aumento de 364%. A diferença entre o crescimento do mercado consumidor no período – de apenas 15% – e o aumento da receita justifica o fato de as tarifas de transmissão para o segmento de consumo terem aumentado 721%.

Nos próximos dez anos, segundo os “Estudos do Plano Decenal de Expansão de Energia  2032” (Caderno de Transmissão), publicado em março de 2023 pela EPE (Empresa de Pesquisa  Energética), são esperados R$ 158,3 bilhões em novos investimentos na rede de  transmissão, contra uma expectativa de crescimento médio anual da demanda nacional de  3%.

Diante dessa tendência, fica evidente a necessidade de aperfeiçoamento contínuo do  modelo de cálculo tarifário, sobretudo das TUST.

Avanços regulatórios

As mudanças agora implementadas começaram a ser discutidas em fevereiro de 2018,  quando a ANEEL abriu a Consulta Pública n. 04/2018 (CP 04) para obter contribuições para o  aprimoramento do cálculo das TUST.

Em função do volume de contribuições recebidas na primeira fase do processo solicitando a reavaliação da metodologia de composição da RAP  prospectiva, utilizada no cálculo das tarifas estabilizadas do segmento geração, instaurou-se a segunda fase da CP 04, com término em maio de 2019.

Esses estudos conduzidos pela ANEEL com a colaboração dos agentes indicaram, entre outros  aspectos, a necessidade da intensificação do sinal locacional, de forma a assegurar maiores tarifas para os agentes que mais oneram o sistema de transmissão, bem como priorizar a valorização de eventuais benefícios da geração de energia elétrica próxima à carga. Diante  disso, em julho de 2021 foi instaurada a CP 39/2021 (Consulta Pública Aneel n. 39/2021).

A CP 39 foi composta por três fases, com resultados finais apresentados pela agência em setembro de 2022. Portanto, considerando os estudos iniciados em 2018, pode-se dizer que por quase cinco anos foram debatidas tecnicamente, com diversos agentes, formas de  aprimoramento do cálculo das tarifas de transmissão.

Ao final, uma vez que uma parcela dos agentes solicitava a manutenção do regime de cálculo com pequena intensidade do sinal  locacional e a outra parcela significativa solicitava a mudança, a ANEEL optou pela alteração  gradual da metodologia de cálculo da TUST, como detalhado a seguir.

Problemas e soluções da TUST

A REN 559/2013 (Resolução Normativa n. 559 da ANEEL, de 27 de junho de 2013), estabeleceu os  procedimentos de cálculo das TUST, incluindo o uso da metodologia Nodal para o cálculo da  TUST da Rede Básica locacional (TUST_RB) como método de alocação de custos baseado  em fluxo de potência.

Essa regra levava em conta o fato de que a parcela locacional das tarifas não recuperava integralmente a receita necessária para cobrir os custos do sistema de transmissão, sendo  necessária a inclusão da parcela aditiva, comumente denominada “selo”.

Dessa forma, a  TUST_RB de cada ponto de conexão (barramento) do sistema era formada a partir da  seguinte equação: = + o, onde πb é a tarifa nodal oriunda de metodologia de  cálculo do custo marginal de longo prazo com sinal locacional da barra b.

Independentemente da fórmula de cálculo, as TUST possuem basicamente duas funções  primordiais:

• Aproximar carga e geração, atraindo novos usuários para pontos mais adequados para  sua instalação, promovendo a racionalização do uso dos sistemas e a minimização dos custos de expansão; e

• Sinalizar a situação atual dos custos, a fim de assegurar maiores encargos para quem  mais onera o sistema.

A sinalização locacional, nos termos da REN 559, estava próxima do valor médio das tarifas  de transmissão para a maioria das Unidades da Federação, evidenciando que a componente  “selo” era predominante na tarifa de transmissão em relação à componente “locacional”. A  componente “selo” apresenta o mesmo valor tarifário para todos os usuários da rede  independente da sua localização.

Segundo o Relatório de Análise de Impacto Regulatório n. 02/2021-SGT/ANEEL, ao analisar  as contratações de MUST (Montantes de Uso do Sistema de Transmissão) utilizadas no  cálculo do ciclo 2020/2021, entre os segmentos geração e consumo, a ANEEL observou que  os montantes de geração se sobressaíam sobre os de consumo nos submercados Norte e  Nordeste, enquanto nos submercados Sudeste/Centro-Oeste e Sul havia uma certa  uniformidade.

Tabela 1 – Tarifas TUST_RB

A intensificação do sinal locacional, portanto, resultaria numa redução dos valores praticados para o segmento consumo nos submercados Norte e Nordeste e num aumento nos  submercados Sudeste/Centro-Oeste e Sul. E, de maneira complementar, as tarifas do segmento geração deveriam refletir exatamente o inverso, conforme as premissas  estabelecidas na legislação.

Essa constatação é importante porque traz uma racionalidade econômica, visto que a TUST,  em tal condição, seria maior para o segmento de geração em regiões com excesso de oferta  e menor para a carga, indicando, sob o ponto de vista de transporte, uma maior racionalidade  na utilização da infraestrutura existente, buscando o equilíbrio e diminuindo a necessidade de  novos investimentos em transmissão.

Entretanto, não é isso que ocorria com o emprego dos procedimentos da REN 559. Segundo  a ANEEL, a maioria das Unidades da Federação possuía uma sinalização locacional próxima  ao valor médio. Ou seja, para um investidor em geração, tanto fazia construir um  empreendimento na região Norte ou na Sudeste – o custo do transporte da energia  praticamente não influenciava na sua racionalidade econômica.

A Nota Técnica n. 71/2018/SGT/ANEEL (NT 71 destacou que o procedimento associado ao  despacho proporcional por “submercado” adotado era o fator preponderante para o resultado  tarifário com pouco sinal locacional, apontando como uma possível solução do problema um  despacho denominado de despacho proporcional “unificado” em termos nacionais.

A EPE publicou em fevereiro de 2021 uma nota técnica com uma análise de sensibilidade quanto ao cálculo da TUST, Nota Técnica EPE-DEE-NT-014/2021-rev0. A EPE apontou o  despacho proporcional “unificado” como uma forma possível para aprimorar a sinalização  locacional, apesar da necessidade de revisão da ferramenta de cálculo para que os fluxos  nas interligações regionais respeitem as restrições operativas.

A EPE, na referida nota  técnica, destacou também a importância da sinalização locacional na viabilidade dos projetos  de geração, na competividade de projetos de diferentes fontes e na expansão indicativa do  sistema de geração.

A ideia seria adequar as regras considerando que, diferentemente dos  projetos de geração das décadas passadas quando basicamente inexistia geração de  pequeno porte a um custo por kW baixo, hoje é possível implementar novos projetos de  geração solar ou eólica em curto espaço de tempo e em diferentes localidades, o que ratifica  a necessidade de aprimoramento na metodologia no sentido de intensificar a sinalização  locacional.

No âmbito da primeira fase da CP 04, foi apresentada, inicialmente, uma proposta de  aprimoramento da metodologia mudando o despacho do caso base que era feito de forma  regional (Alternativa 1) para um despacho nacional (Alternativa 2).

A essência da metodologia nodal não mudava, mas apenas a forma como as usinas são despachadas para compor os  fluxos utilizados para avaliar a ocupação das capacidades dos elementos da rede de  transmissão.

Essa mudança na forma do despacho estava mais coerente com o aumento da  capacidade de conexão entre as regiões do Brasil, ou seja, com o aumento do número de  linhas que interconectam os quatro subsistemas (Nordeste, Norte, Sudeste/Centro-Oeste e  Sul), resultando em distâncias elétricas inferiores.

Uma das questões apontadas pela ANEEL no âmbito das discussões é que, ao aplicar o  despacho nacional, haveria uma superestimação dos fluxos de potência nas interligações  regionais resultantes da utilização da “Alternativa 2” em patamares muito acima da realidade  operativa.

Por essa razão, diante das contribuições recebidas na primeira fase da CP 39, a  ANEEL propôs a utilização da “Alternativa 2A”, que consiste na “Alternativa 2” com a atenuação  dos fluxos com a aplicação linear do FD (Fator de Demanda) sobre os MUST contratados  pelo segmento consumo.

Na configuração da “Alternativa 2A”, os fluxos nas interligações regionais se manteriam em  níveis abaixo das restrições operativas. Essa configuração também intensificaria o sinal  locacional em relação à “Alternativa 1”. A intensidade seria menor que a apresentada na “Alternativa 2”, embora suficiente para promover a complementaridade tarifária entre carga e  geração.

Diante das contribuições recebidas na terceira fase da CP 39 e das demais discussões, a  ANEEL consolidou o entendimento de que a solução do problema da sinalização locacional  estaria na combinação entre a “Alternativa 1” e a “Alternativa 2A”.

Ficou decidido ainda que a  efetiva aplicação da medida seria feita ao longo de cinco anos, com mudanças paulatinas na  participação do novo sinal locacional na composição das tarifas de transmissão: no primeiro  ciclo (2023/24), a participação será de 10%, passando para 20% no ciclo seguinte e assim  sucessivamente, até que o sinal locacional desejado seja atingido no ciclo 2027/28.

• 90%/10% no ciclo 2023/2024;
• 80%/20% no ciclo 2024/2025;
• 70%/30% no ciclo 2025/2026;
• 60%/40% do ciclo 2026/2027;
• 50%/50% do ciclo 2027/2028 em diante.

A ANEEL, segundo o Relatório de AIR n. 02/2021-SGT/ANEEL, entendeu que tal solução iria ao  encontro das contribuições recebidas no âmbito da CP 39, uma vez que parte dos agentes  solicitava a manutenção do regime atual e parte a mudança, além de permitir que a alteração  metodológica ocorresse de forma gradual e equilibrada.

Tabela 2 – Previsão do impacto da alteração do sinal locacional na TUST (Ciclo 23/24)

Quem ganha e quem perde com o aprimoramento da TUST?

A título de simulação do impacto nas tarifas de aplicação frente ao aprimoramento do sinal  locacional, a TR Soluções, com dados das tarifas de transmissão fornecidos pela Marangon  Consultoria & Engenharia (MC&E), calculou as variações esperadas na TUSD e na tarifa de  aplicação, por subgrupo tarifário, nas diferentes regiões do Brasil.

Para que fosse identificado o efeito isolado da transição adotada pela ANEEL para o sinal  locacional, foram consideradas as projeções das tarifas de todas as concessionárias de  distribuição de energia conectadas na rede básica. Nesses cenários, foram mantidas  constantes todas as premissas de cálculo tarifário, com exceção do valor esperado para as  tarifas de transmissão relativas à rede básica.

Para os valores das Tarifas de Transmissão da rede básica, a MC&E, utilizando os dados do  Programa Nodal, ciclo 23/24, anexo à Resolução Homologatória ANEEL n. 3.217, de 4 de  julho de 2023, recalculou as Tarifas de Transmissão do ciclo 23/24, alterando as etapas de  transição locacional para o ciclo tarifário em questão.

Com base nessas novas tarifas de transmissão calculadas em diferentes etapas, a TR  Soluções pôde estimar as novas tarifas de aplicação que seriam verificadas no período de  julho/23 a junho/24 considerando diferentes cenários de transição da TUST, estimando assim  o impacto esperado do aprimoramento do sinal locacional.

Tabela 3 – Impacto da mudança no sinal locacional nas tarifas de aplicação

Como era de se esperar, após o aprimoramento da metodologia locacional, as tarifas de  transmissão tendem a ficar menores para o segmento de consumo nos submercados Norte  e Nordeste, e maiores nos submercados Sul e Sudeste/Centro-Oeste, pressionando as tarifas  de aplicação para cima ou para baixo.

Tabela 4 – Impacto médio da alteração do sinal locacional na região SUL por subgrupo tarifário

Tabela 5 – Impacto médio da alteração do sinal locacional na região SUDESTE por  subgrupo tarifário

Tabela 6 – Impacto médio da alteração do sinal locacional na região CENTRO-OESTE por subgrupo tarifário

Tabela 7 – Impacto médio da alteração do sinal locacional na região NORTE por subgrupo tarifário

Tabela 8 – Impacto médio da alteração do sinal locacional na região NORDESTE por  subgrupo tarifário

Vale observar que, no cálculo das tarifas de aplicação para as concessionárias de distribuição  de energia, o peso da componente tarifária associada à rede de transmissão não é uniforme  entre os subgrupos tarifários, devido à estrutura tarifária para alocação de custos regulatórios  de distribuição. Por isso, as unidades consumidoras do Grupo A tendem a ser mais afetadas  do que as unidades consumidoras do Grupo B pelas alterações promovidas no cálculo das  tarifas de transmissão.

Considerações finais

Apesar de a componente Fio A (custos de infraestrutura das redes de transmissão de energia  elétrica) da tarifa de aplicação para os consumidores dos Grupos A e B não ser preponderante  em função dos outros componentes tarifários, é evidente que há, de maneira geral, um alívio na tarifa para os consumidores da região Norte e Nordeste. Ou seja, a sinalização para o  segmento de consumo dessas regiões é de que há um excesso de geração e que é oportuno  um aumento de carga.

De qualquer forma, a solução adotada pela Aneel, com o estabelecimento de uma transição  cuja meta é fazer com que o sinal locacional atinja, em termos tarifários, apenas a metade de  seu impacto real, é mantida uma parcela de subsídio em favor dos geradores das regiões Norte e Nordeste.

Considerando a trajetória dos investimentos no sistema de transmissão observada nos  últimos dez anos (R$ 227 bilhões) e seus desdobramentos tarifários expressivos relativo à  componente Fio A nesse período (721%), é de se esperar que a velha máxima “custos  eficientes com investimentos prudentes” adotada nos cálculos dos reposicionamentos tarifários do segmento de distribuição também deveria ser observada no segmento de  transmissão.

As novas regras são mais favoráveis nesse sentido: o aprimoramento promovido pela Aneel  na metodologia locacional amplifica a sinalização econômica de forma a privilegiar o consumo  de energia elétrica em pontos da rede de transmissão onde se localizam mais  empreendimentos de geração.

Essa sinalização econômica tende a postergar a necessidade  de novos investimentos no sistema, o que, no longo prazo, contribui para a modicidade  tarifária. Portanto, é inegável que quem ganha com o aprimoramento da TUST é o Brasil  como um todo.

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