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17 de junho de 2020

Impacto do incremento da MMGD nas redes de baixa tensão

1. Introdução

Considerando a expectativa da retomada, após a pandemia de Covid-19, das discussões da Consulta Pública n. 025/2019 da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), que trata da revisão das regras da micro e minigeração distribuída (MMGD), foi implementada uma nova funcionalidade no SETE que permite o estabelecimento de projeções tarifárias considerando o incremento da geração distribuída fotovoltaica (GDFV). Essa funcionalidade está disponível em: Início/Elementos de Custo/Mercado/MMGD. Este Informe TR descreve um exemplo do tipo de exercício analítico que pode ser realizado com a nova funcionalidade.

2. Metodologia e premissas

O incremento da MMGD em baixa tensão altera o balanço de carga, os ganhos de mercado da Parcela B e as componentes financeiras das tarifas de aplicação das distribuidoras.

Para projetar esses montantes foi internalizada, em abril de 2020, a metodologia 4MD nos sistemas da TR Soluções. Na mesma oportunidade, foram apresentados os efeitos da redução do consumo de energia elétrica nos cálculos tarifários [1].

Figura 1 - Histórico mensal de adições de MMGD

Fonte: TR Soluções, com base em informações da Aneel

Neste estudo, para isolar o efeito incremental da MMGD nas tarifas, foram considerados dois cenários: no cenário base, adotou-se uma expectativa de evolução incremental da potência instalada de GDFV; no outro, não foi considerado nenhum incremento novo de potência de GDFV. A metodologia considerou a adoção dos empréstimos relacionados à Conta-covid.

Foram realizadas as estimativas para a evolução da MMGD em baixa tensão (B1 e B3) das 38 distribuidoras acompanhadas pelos sistemas da TR Soluções, conforme as premissas a seguir. A diferença entre as tarifas projetadas nesses dois cenários descreve o impacto da inserção da MMGD no cálculo tarifário. Também é possível avaliar o impacto específico na Parcela B das distribuidoras e no consumo de energia.

Figura 2 - Projeção de adições de MMGD da TR Soluções, por ano

Fonte: Informações históricas com base em informações da Aneel e projeções da TR Soluções

Figura 3 - Payback médio dos sistemas de MMGD fotovoltaica no Brasil para consumidores dos subgrupos tarifários B1 e B3

Fonte: TR Soluções

Tabela 1 - Expectativa de evolução anual da potência instalada de MMGD FV por subgrupo tarifário

Fonte: Informações históricas com base em informações da Aneel e projeções da TR Soluções

3. Resultados

A análise de sensibilidade considerando a expectativa de evolução da potência instalada descrita na Tabela 1 e as demais premissas deste estudo mostraram que a inserção de MMGD pode ter um impacto médio de até 6,6% nas tarifas de aplicação dos consumidores do subgrupo B1. Os demais resultados são apresentados nas Tabelas 2 e 3.

Tabela 2 - Impacto nas Tarifas Econômicas

Fonte: TR Soluções

Tabela 3 - Impacto nas Tarifas de Aplicação

Fonte: TR Soluções

4. Análise dos resultados

Do ponto de vista da alocação de custos econômicos (tarifa base econômica), os maiores impactos podem ser observados nas Tarifas Fio A e Fio B. Isso ocorre porque os custos associados aos investimentos realizados nas redes de transmissão e distribuição são alocados para um mercado cada vez menor devido ao incremento da GDFV, conforme descrito na Tabela 4. A queda do mercado é maior do que a constituição dos volumes econômicos desses itens de custo, resultando na elevação das tarifas econômicas associadas a essas componentes. No que diz respeito à Tarifa de Energia (TE), a maior pressão econômica está associada às componentes de energia CUST e MUST de Itaipu. Como a alocação dessas despesas entre as distribuidoras ocorre com antecedência de oito anos [2], a queda do mercado cativo resulta na elevação das tarifas associadas a essas componentes.

Tabela 4 - Impacto da MMGD sobre o consumo total de energia

Fonte: TR Soluções

Como as alocações da energia proveniente das fontes nuclear e CCGF (cotas) também são realizadas com até oito anos [2] e três anos [3], respectivamente, de antecedência, um eventual cenário de queda de mercado resulta em sobrecontratação. Nesses casos, um cenário de preço médio de venda das sobras em patamares maiores que o preço médio dos contratos de compra de energia das distribuidoras (pMix) resulta na geração de excedentes financeiros na liquidação das sobras no mercado de curto prazo. Esses excedentes reduzem as tarifas de aplicação associadas à compra de energia (TE). Mas, caso o Preço de LIquidação das Diferenças (PLD) seja inferior, o contrário também pode acontecer.

Tabela 5 - Histórico e cenários para sobrecontratação sem MMGD

Fonte: TR Soluções

Legenda atualizada em: 26 de junho de 2020

A redução das despesas com compra de energia também diminui as despesas com perdas técnicas, perdas não técnicas e com P&D_EE associado à TE.

Para entender a dinâmica das perdas não técnicas nas tarifas é preciso conhecer as regras regulatórias relativas a essa componente que são tratadas no submódulo 2.6 do PRORET [4]:

“A ANEEL procederá ao cálculo das Perdas Técnicas conforme metodologia definida no Módulo 7 dos Procedimentos de Distribuição. A partir deste cálculo será definido o percentual que representa a melhor estimativa de perdas técnicas no momento da revisão bem como os valores regulatórios que serão utilizados ao longo do ciclo tarifário.

As perdas não técnicas são calculadas pela diferença entre a perda total medida e a perda técnica regulatória. O valor obtido é dividido pelo mercado anual de baixa tensão medido.

O ponto de partida será definido pela média de perdas não técnicas praticada pela empresa nos últimos 4 (quatro) anos civis.

Será definida uma meta de perdas não técnicas para a empresa a partir de uma análise do modelo comparativo por benchmarking.

A meta de perdas não técnicas definida poderá ser atingida por meio de uma trajetória linear decrescente das perdas regulatórias em cada reajuste subsequente, ou tratada como uma meta fixa até a próxima revisão tarifária.”

Dadas as regras, fica claro que o percentual de perdas não técnicas, ou a sua trajetória, só é revisitado a cada ciclo tarifário. Se ocorrer uma redução da base de cálculo (no mercado de baixa tensão), até que o valor do percentual regulatório seja revisitado, sempre que ocorrer uma redução no consumo de energia em baixa tensão haverá uma redução no volume de energia associada às perdas não técnicas no cálculo tarifário.

A redução dos volumes econômicos anuais associados à Parcela B, descrita na Tabela 6, é explicada pela redução dos ganhos anuais de mercado entre os eventos de revisão tarifária. A redução da Parcela B também reduz a TFSEE e parte do encargo P&D_EE.

Quanto à TUSD Fio A e TUSD Encargos das tarifas de aplicação, é preciso destacar que existe, em curto e médio prazo, a expectativa de redução dos custos econômicos que explicam a RAP [5] (figura 5) e as despesas com a CDE (figura 4). Essas reduções deverão gerar componentes financeiras (CVA) em favor das unidades consumidoras tão logo se efetivem. Se é preciso devolver um volume financeiro para um mercado que se reduziu devido à GDFV, o bônus dessas devoluções incidirá unicamente ao mercado remanescente.

Tabela 6 - Impacto da MMGD sobre o consumo total de energia

Fonte: TR Soluções

Outras componentes financeiras que pressionam as tarifas para cima quando ocorre a redução de mercado são a Neutralidade e a CVA a Compensar. Essas componentes atuam como atenuadores das variações de mercado que alteram as expectativas relativas às realizações econômicas e financeiras quantificadas nos eventos tarifários. Então, entre eventos, a queda de mercado resulta em passivos financeiros para as unidades consumidoras, já a elevação de mercado resulta em créditos.

Figura 4 - Expectativa de evolução das despesas da CDE (valores nominais)

Fonte: Informações históricas com base em informações da Aneel e projeções da TR Soluções

Figura 5 - Expectativa de evolução da RAP (valores nominais)

Fonte: Informações históricas com base em informações da Aneel e projeções da TR Soluções

5. Conclusão

O estudo mostra que, considerando o cenário utilizado, as tarifas médias de aplicação para as unidades consumidoras cativas conectadas em baixa tensão, do subgrupo B1, são afetadas pelo incremento de potência instalada de GDFV.

É sempre bom lembrar que esta análise foi realizada considerando as tarifas médias. De modo geral, as principais alterações na TUSD e TE que devem ser observadas nas diferentes concessões de distribuição apresentam comportamentos similares. No entanto, a intensidade dessas alterações dependerá de características intrínsecas de cada concessão.

Considerando a relevância desses cálculos para as empresas em particular e o setor elétrico em geral, a TR convida os usuários de seus sistemas a consultarem as informações online já disponíveis para aprimorar suas próprias análises na tomada de decisões.

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[1] Fonte: Informe TR de Abril de 2020

[2] Fonte: http://www2.aneel.gov.br/cedoc/aren2018838_Proret_Submod_12_6_V1.pdf

[3] Fonte: http://www2.aneel.gov.br/cedoc/aren2017785_Proret_Submod_11_2_V1.pdf

[4] Fonte: http://www2.aneel.gov.br/cedoc/aren2015660_Proret_Submod_2_6_V3.pdf

[5] Fonte: Informe TR de Março de 2020