04 de novembro de 2026
Dois sentidos, duas contas: como separar consumo e injeção na alocação de custos da rede
Série “Alocação de custos na era dos prosumidores” – Artigo 2 de 3
Resumo
Este é o segundo artigo de uma série de três. No Artigo 1 vimos que o método oficial de divisão dos custos da rede pressupõe fluxo em um só sentido, o que não representa mais a realidade com a geração distribuída. Aqui explicamos, em linguagem acessível, como o estudo da TR Soluções reconstrói o cálculo em quatro passos: fechar o balanço de energia, separar consumo e injeção, descobrir quem usa qual parte da rede e transformar esse uso em custo. O Artigo 3 apresentará os resultados.
Na parte 1
Vimos que a rede é dimensionada para o horário de pico, que seu custo (Fio B) é dividido pelo Custo Marginal de Capacidade (CMC) e que o modelo oficial supõe fluxo unidirecional. Com 112 das 228 curvas de carga da empresa analisada representando prosumidores, essa premissa deixou de se sustentar.
1. O método em seis fases
O estudo parte dos mesmos ingredientes da metodologia da Aneel (curvas típicas, mercado de referência, topologia da rede, perdas e custos marginais de expansão) e os organiza em seis fases. Este artigo cobre as fases 2 a 5; a fase 6 fica para o Artigo 3.
Figura 1 – As seis fases do método; as fases em destaque são tratadas neste artigo
Fonte: elaboração própria. Esquema ilustrativo.
2. Passo 1: fechar a conta de energia
Antes de falar em custo, é preciso garantir que as curvas descrevam um sistema coerente. Pense na conciliação das contas de um condomínio: o que entrou no caixa precisa bater com o que foi gasto. Na rede, a energia que entra em cada nível de tensão deve ser igual à que sai, somadas as perdas. Nos dados brutos da empresa analisada isso não ocorria: a energia de entrada somava 52,5 TWh por ano, enquanto as curvas de consumo explicavam 47,8 TWh.
A diferença, chamada de resíduo, é absorvida por uma regra explícita e rastreável de ajuste, que preserva os dados de faturamento e a compensação do SCEE. O ajuste se concentra na curva A4/BT, que passa de 11,13 para 23,73 TWh (+113%). A causa dessa diferença não foi identificada, e o próprio relatório a lista entre as limitações.
Figura 2 – Balanço de energia da empresa analisada: o resíduo e o ajuste na curva A4/BT
Fonte: relatório da TR Soluções, plataforma ESTRUTURA, dados Aneel da Cemig de 2023.
3. Passo 2: a decomposição ortogonal
Este é o coração da proposta. A curva de um prosumidor é um perfil líquido: valores positivos indicam consumo e valores negativos indicam injeção. O estudo a separa em duas curvas que nunca apresentam valores ao mesmo tempo, o Fluxo Direto (consumo) e o Fluxo Reverso (injeção). O perfil líquido é a diferença entre as duas. Como em cada hora só uma delas é diferente de zero, diz-se que a separação é ortogonal: uma não compensa a outra.
Figura 3 – Decomposição de um perfil líquido em Fluxo Direto e Fluxo Reverso
Fonte: elaboração própria. Esquema ilustrativo.
Por que isso importa? Porque a rede não cobra “saldo”. Pense em uma avenida de mão dupla: o congestionamento da ida pela manhã e o da volta à noite não se anulam. Da mesma forma, o transformador sofre com a injeção de meio-dia e com o consumo da noite, mesmo que o saldo do prosumidor seja zero. A separação também elimina as divisões por zero que travavam o modelo tradicional.
Figura 4 – Por que o saldo engana: dois momentos de pressão sobre a rede se escondem atrás de um saldo próximo de zero
Fonte: elaboração própria. Esquema ilustrativo.
4. Passo 3: quem usa o quê (matrizes β e π)
Com os dois ambientes separados, é preciso descobrir qual rede atende qual carga. O estudo usa duas matrizes complementares, ligadas pelo Teorema de Bayes:
- β: indica que fração da energia de cada Rede Tipo é enviada a cada Carga Tipo (“para onde vai a energia”).
- π: faz o caminho inverso e indica que parcela da demanda de cada carga se origina em cada rede (“de onde vem a demanda”).
Figura 5 – As matrizes β e π: dois sentidos de leitura da mesma relação entre redes e cargas
Fonte: elaboração própria. Esquema ilustrativo.
Os resultados da empresa analisada ilustram bem a diferença entre os ambientes. No pico de consumo, às 20h, 96,10% da carga em baixa tensão é atendida pela média tensão, o padrão hierárquico clássico. No pico de injeção, às 11h, apenas 20,19% do excedente gerado em baixa tensão sobe para a média tensão; segundo o modelo, os outros 79,81% são consumidos por vizinhos no próprio nível de BT. O fluxo reverso é, portanto, um fenômeno predominantemente local. Esse percentual resulta do fechamento do modelo e não foi medido.
Figura 6 – Para onde vai a energia nos dois picos da empresa analisada
Fonte: relatório da TR Soluções, plataforma ESTRUTURA, dados Aneel da Cemig de 2023.
5. Passo 4: do uso ao custo
O Custo Marginal de Capacidade (CMC) de cada carga, em cada hora, combina quatro elementos: a responsabilidade da carga sobre cada rede (π), o custo marginal de expansão de cada nível de tensão, as perdas e a pergunta “a rede está em horário de ponta agora?”, que o modelo responde comparando o carregamento da rede com um limiar próximo do seu máximo. O cálculo é feito duas vezes, gerando o CMC direto, para a carga, e o CMC reverso, para a geração.
Figura 7 – Os ingredientes do Custo Marginal de Capacidade
Fonte: elaboração própria. Esquema ilustrativo.
Três consequências merecem destaque:
- Causalidade: o CMC reverso eleva-se quando a injeção de fato inverte o fluxo e agrava a necessidade de expansão. Não há cobrança de custos de redes a montante do ponto de injeção por injeção que não pressiona a rede.
- Alívio reconhecido: a geração consumida localmente reduz a responsabilidade dos consumidores no Fluxo Direto, o que beneficia todos eles.
- Sem descarte de curvas: a abordagem processou 100% das curvas disponíveis, inclusive as que têm inversão de fluxo.
6. Um bônus: simular o efeito de baterias e veículos elétricos
Como as matrizes relacionam redes e cargas, é possível aplicar uma modulação de carga (ΔY) e ver como o custo marginal muda. Por exemplo, uma bateria que desloca consumo do fim da tarde para o meio do dia reduz o pico noturno. Isso transforma o cálculo, hoje estático e feito uma vez por ciclo, em um indicador de sensibilidade. A simulação é linear, funciona como aproximação regulatória e econômica e não substitui um estudo de fluxo de potência.
Figura 8 – Efeito de uma modulação de carga (por exemplo, uma bateria) sobre o pico noturno
Fonte: elaboração própria. Esquema ilustrativo.
7. Em resumo
| Modelo vigente | Método proposto | |
|---|---|---|
| Sentido do fluxo | Um só sentido (da subestação ao consumidor) | Dois ambientes: Fluxo Direto e Fluxo Reverso |
| Curvas com inversão de fluxo | Descartadas | Tratadas (100% das curvas processadas) |
| Resultado do cálculo | CMC da carga | CMC direto (carga) e CMC reverso (geração) |
| Uso do cálculo | Estático, a cada revisão tarifária | Também como simulação de modulações (ΔY) |
No próximo artigo, veremos o que esses cálculos revelam sobre os horários mais caros para a rede, que sinais de preço deles decorrem e como os valores se comparam aos da Aneel.
* Sobre esta série. Os três artigos resumem o relatório técnico “Alocação de custos na era dos prosumidores: separação de sinais de preço para carga e geração” (TR Soluções, versão 3.8, 2026), disponível em https://doi.org/10.5281/zenodo.23439480.