Implicações do Novo Perfil de Carga do Sistema Elétrico Brasileiro para a Nova Estrutura Tarifária, Gestão da

Demanda e Eficiência Energética 7 de abril, 2011

Alan Douglas Poole1

O consumo de energia elétrica aumentou muito no Brasil Durante a última década. Ao mesmo tempo, houve outra mudança mais sutil e pouco comentada - o perfil da demanda energética mudou. Isso terá implicações importantes para vários aspectos da política energética.

Há décadas o horário da demanda máxima (a “ponta”) se encontrava entre (aproximadamente) 6:00 e 9:00 pm (18:00-21:00), no final da tarde e o início da noite. A estação de maior demanda máxima do Sistema Interligado Nacional (SIN) era no fim do outono e no inverno (maio-agosto), especialmente no SE/CO e no Sul - que juntas dominam a demanda nacional.

Desde o início de 2010 um novo padrão de demanda se manifestou. A época de maior demanda no SIN se deslocou para o verão (dezembro-março) e o horário da ponta máxima mudou para a tarde (tipicamente 14:00-15:00).

Esta mudança na hora e estação da demanda máxima é o resultado de tendências que vêm acumulando há tempo, especialmente desde 2005. A Figura 1 mostra a mudança no perfil mensal da carga de demanda do SIN ente 2000 e 2010. Foi neste último ano também que a ponta da demanda máxima instantânea começou aparecer consistentemente no verão e na tarde.

Figura 1: Evolução da carga mensal de demanda do SIN(Porcentagem do mês de maior carga no ano)

Fonte: Baseada em dados do ONS

1 Consultor autônomo: alan.douglas.poole@gmail.com1

Neste artigo consideramos algumas conseqüências importantes desta mudança para a política de preços e a estrutura tarifária. Levantamos também algumas implicações para a gestão da demanda e interações com as políticas do uso racional da energia. O momento é oportuno, porque ambas essas linhas de política estão sendo re-definidas pelo Governo. A agência reguladora do setor elétrico – ANEEL - está empenhada no processo de re-estruturar as tarifas elétricas enquanto o Ministério das Minas e Energia (MME) está preparando um novo Plano de Eficiência Energética Nacional.

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O perfil da demanda energética é uma característica fundamental para o dimensionamento e operação do sistema elétrico. A demanda máxima é a base de cálculo da capacidade dos sistemas de distribuição e sub-transmissão.2 Esta capacidade é cara. Aumentar a intensidade de seu uso (quer dizer, aumentar o fator de capacidade da rede) reduz os custos médios por kWh de energia suprida, trazendo ganhos significativos para os consumidores e as concessionárias. No fundo, este objetivo se traduz em fazer a curva de carga do sistema mais plana (ou “modular” a demanda), desestimulando consumo nas horas de demanda máxima. É uma estratégia seguida em quase todos os países do mundo, em maior ou menor grau.

Há duas maneiras (não exclusivas) de modular a curva de carga. Primeiro, pode-se cobrar um preço maior nas horas da “ponta”. Segundo, para reforçar este sinal de preço, pode ter outras políticas de fomento do uso racional da energia. Esta segunda categoria é importante porque a racionalização do uso energético entre os consumidores enfrente muitas barreiras. Muitas medidas de racionalização que são economicamente viáveis com os preços de energia existentes não são realizadas por diversos motivos – assunto de uma vasta literatura. As políticas procuram mitigar essas barreiras.

Desde meados dos anos 80, Brasil tem políticas atuando em ambas dessas linhas. Em 1985 foi introduzida a tarifa horosazonal para consumidores de alta tensão (AT). No fim do mesmo ano o PROCEL foi criado para racionalizar o uso da energia. Hoje essas duas linhas de política estão passando por uma atualização. O enfoque principal neste artigo será sobre a nova estrutura de tarifa em processo de definição pela ANEEL.

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A introdução da tarifa horosazonal em 1985 influenciou apenas uma parte do mercado elétrico. A classe de baixa tensão (BT) foi excluída. Entre os consumidores de alta tensão, muitas ficaram com a tarifa “convencional”. A partir do final dos anos 90 apareceu o “mercado livre” que hoje tem uma participação expressiva no consumo de alta tensão. A Figura 2 mostra a evolução do consumo em cada categoria desde 2003 enquanto a Figura 3 mostra a parcela de energia consumida em cada categoria em 2009.

2 No Brasil (diferente da maioria dos países), a demanda máxima é menos relevante para o dimensionamento do parque gerador e do sistema de transmissão pesada, porque sua capacidade é determinada pela necessidade de assegurar energia firme.

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Figura 2: Evolução do mercado por categoria de tarifa 2003-2009 (MWh)

Fonte: NT Nota Técnica n.º 363/2010–SRE/ANEEL, de 06 de dezembro de 2010

Figura 3: Participação no consumo de energia por categoria de tarifa - 2009

Fonte: NT Nota Técnica n.º 363/2010–SRE/ANEEL, de 06 de dezembro de 2010

Recentemente a ANEEL começou um processo de estudos e consultas visando introduzir uma nova estrutura tarifária.3 É a maior iniciativa nesta área desde a introdução da tarifa horosazonal e o novo marco tarifário deve ter impactos importantes durante anos.

Uma medida importantíssima sendo proposta é a introdução de uma nova estrutura tarifária para consumidores BT (baixa tensão) que reflete melhor as variações no custo do suprimento de energia, tanto durante o dia, como entre as estações do ano. É chamada a “Tarifa Branca” e será vinculada à introdução de novos tipos de medidores eletrônicos. É uma proposta inovadora, que inclui:

3 Ver a Audiência Pública 120/2010 e as Notas Técnicas relacionadas. As matérias são disponíveis no website da ANEEL.

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Três “postos” (ou níveis) tarifários – ponta, intermediário e fora de ponta. O “horosazonal” tradicional de alta tensão tem apenas dois “postos” (ponta e fora de ponta). Os postos são utilizados para calcular a alocação dos custos da rede das concessionárias de distribuição.

“Bandeiras” sinalizando mudanças mensais no custo da energia comprada pela concessionária (TE nas planilhas de composição das tarifas ao consumidor). Essas três “bandeiras” serão incorporadas também na tarifa horosazonal de alta tensão, substituindo a divisão tradicional entre a estação úmida e seca.

Pela primeira vez, o consumidor BT – que inclui quase todas as residências e muitas empresas4 - vai ter um sinal de preço que reflete aproximadamente as variações no custo do suprimento. É uma medida necessária e segue uma tendência mundial, que está evoluindo para uma rede mais “inteligente”. A iniciativa está facilitada pela queda no custo dos medidores eletrônicos necessários para esta função.

A categoria BT é de grande relevância, sendo responsável para 58% do consumo das concessionárias (i.e. excluindo os consumidores livres). O setor residencial representa 60% do consumo da BT, como mostra a Figura 4. A categoria B3 (demais classes) - composto pelo comercio, indústrias e muitos prédios públicos – também tem uma participação expressiva.

Figura 4: Segregação do Mercado de Baixa Tensão

Fonte: SAD/ANEEL. 07/2010 na Nota Técnica n.º 362/2010–SRE-SRD/ANEEL, 06 de dezembro de 2010

Apesar dos benefícios esperados da reforma, a ANEEL está sendo muito cautelosa na introdução desta medida fundamental. Na proposta apresentada na Audiência Pública, apenas consumidores com um consumo mensal acima de 500 kWh/mês serão obrigados a usar a Tarifa Branca (>2% dos domicílios). Consumidores na faixa de 200-499 kWh/mês terão a opção de adotá-la (~8% dos domicílios).

Há bons motivos para esta cautela. O preço da energia está previsto a ser bem mais alto exatamente no horário de maior consumo residencial, vai mexer com os hábitos de milhões de consumidores e os novos medidores são mais caros.

4 Há 55,4 milhões de consumidores residências, dos quais 19,8 milhões são enquadrados com “Baixa Renda” e não são incluídos no programa. Além disso, há 3,6 milhões de consumidores rurais (categoria B2) e 5,7 milhões na categoria B3 (Comercial e Indústria).

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A Figura 5 mostra um aspecto do problema como foi apresentado pela ANEEL.5 É uma curva de carga diária “típica” para uma residência no Brasil. Mostra a subida rápida da carga a partir das 17:00, que fica num patamar alto até as 22:00 horas.

Figura 5: Curva de carga típica de residência - Brasil

Fonte: Nota Técnica n.º 362/2010–SRE-SRD/ANEEL, de 06 de dezembro de 2010

Evidentemente, esta curva é uma simplificação. Parece ser a média anual do perfil e da sua composição (que mudam sazonalmente), más o critério utilizado não está claro. Há também diferenças regionais importantes como ilustrado na Figura 6.

5 Nota Técnica n.º 362/2010–SRE-SRD/ANEEL, de 06 de dezembro de 2010.5

Figura 6: Curvas diárias típicas regionais das residências – exemplos diferentes(mesma legenda da figura 5)

Nordeste Sul

Fonte: Nota Técnica n.º 362/2010–SRE-SRD/ANEEL, de 06 de dezembro de 2010

A ANEEL estima que nada menos que 43% da demanda da ponta no setor residencial é devido ao chuveiro elétrico, apesar dele ser responsável para apenas 24% do consumo residencial. Em comparação, o ar condicionado consome 20% da energia más contribui apenas 7% à ponta (ver Tabela 1). Esta visão parece ser baseada em pesquisas da PROCEL publicadas em 2005.6

Tabela 1: Percentual da composição da ponta instantânea do setor residencial - Brasil

Fonte: Nota Técnica n.º 362/2010–SRE-SRD/ANEEL, de 06 de dezembro de 2010

Infelizmente, os estudos da ANEEL não mostram estimativas da contribuição do setor residencial (e da categoria de BT em geral) à demanda máxima do sistema nacional ao lado das outras categorias tarifárias (horosazonal AT, convencional AT, mercado livre). Faltam também estimativas da contribuição das diferentes categorias à curva de carga diária do sistema nacional – sem falar dos sistemas regionais de operação. Esses são omissões importantes numa análise para fundamentar uma nova estrutura tarifária.

6 PROCEL/Eletrobrás; Pesquisa de Posse de Equipamentos e Hábitos de Consumo de Energia; Rio de Janeiro, 2005.

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No entanto, podemos inferir que o peso atribuído ao setor residencial é grande. A contribuição da categoria horosazonal de alta tensão à demanda máxima está estimada em apenas 22% apesar de ter 28% do consumo. Ao mesmo tempo, as tipologias de curva de carga para outros setores de consumidores de baixa tensão sugerem uma contribuição menor à ponta que sua participação no consumo – especialmente no caso das indústrias e do comércio (veja as tipologias de carga na Figura 7). Os períodos de demanda máxima nesses setores coincide muito pouca com uma ponta do sistema entre 18:00 e 21:00.

Figura 7: Tipologias de demanda de consumidores de baixa tensão(Vermelho = >85% do carregamento máximo; verde = <40% do carregamento máximo)

Tipologia do consumidor comercial BT Tipologia do consumidor industrial BT

(Vermelho = horário do posto da ponta; amarelo = horário do posto intermediário)

Rural Iluminação pública

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: Nota Técnica n.º 362/2010–SRE-SRD/ANEEL, de 06 de dezembro de 2010

Portanto, na visão atual fundamentando o diagnóstico para a nova tarifa, o setor residencial tem um peso muito grande na composição da demanda máxima e dentro deste setor, o chuveiro elétrico tem um papel de destaque. Apesar de não ter valores publicados, não seria surpreendente se o valor atribuído ao chuveiro elétrico for equivalente a toda categoria de horosazonal AT.

O grande peso atribuído à categoria BT na composição da ponta implica uma alocação de grande parte do custo da capacidade de distribuição à BT. Isso, por sua vez, repercute primeiro no cálculo da RPFP (razão ponta/fora da ponta) dos custos de distribuição da concessionária e finalmente na razão ponta/fora da ponta do preço ao consumidor.7

Um preço relativamente alto no horário da ponta traz um problema. Mexer com os hábitos de milhões de famílias é muito delicado. Provavelmente a questão mais delicada diz respeito ao banho noturno (ANEEL certamente a tratou como tal). Para reduzir o aumento do custo da nova Tarifa Branca a grande maioria dos consumidores teria que mudar seu comportamento – adiando seu banho (2-3 horas) ou encurtando-o.8 Este tipo de adaptação promete ser impopular. Isso e o tempo necessário para introduzir alternativas tecnologias ao chuveiro elétrico justifiquem a cautela das autoridades em introduzir a nova tarifa.

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Más que acontece se a época de demanda máxima do sistema mudou para o verão e o horário da ponta máxima do ano fica na tarde e não no início da noite? Certamente alguns aspectos do diagnóstico mudarão dramaticamente. Porém as análises da ANEEL não fazem qualquer

7 Neste artigo a sigla RPFP será usada exclusivamente em referência à razão ponta/fora da ponta) dos custos de distribuição da concessionária, não à razão nos preços finais ao consumidor. Segue a prática dos documentos da ANEEL em relação à nova estrutura tarifária. 8 Há alternativas tecnológicas que permitem atenuar o impacto do chuveiro elétrico, como aquecimento solar e chuveiros de baixa vazão. Porém elas sofrem do fato que exigem investimentos iniciais bem maiores dos consumidores (especialmente aquecimento solar) e vão levar anos para penetrar significativamente no mercado. No caso do aquecimento solar há um agravante. O inverno é a época histórica de demanda máxima no ano e também a época quando o rendimento dos sistemas de aquecimento solar é menor no Sudeste e Sul (onde o chuveiro elétrico pesa mais que no Nordeste).

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referência a este novo comportamento da demanda. Há o perigo que a nova estrutura tarifária esteja projetada para responder a uma situação já ultrapassada.

Neste novo quadro podemos concluir a priori que a contribuição do chuveiro elétrico à ponta vai cair dramaticamente. Podemos concluir também que o peso do ar condicionado vai aumentar muito. É intuitivamente óbvio o que está acontecendo com a demanda. Com o aumento da renda, o uso de ar condicionado está crescendo rapidamente tanto nas empresas como nas residências. Afinal, o Brasil é um país tropical e sub-tropical.

É muito provável também que a contribuição do setor residencial à ponta seja bem menor do que o valor atualmente atribuído. Finalmente, no verão (a nova estação crítica) é provável que haja um patamar de demanda alta durante mais horas do que no inverno (que continua com um perfil mais ou menos como resumido acima). No verão espera-se também dois (ou mais) picos de demanda (sendo o maior na tarde e o menor de noite). Este comportamento diferenciado entre as duas estações é muito importante e pode ser visto nas projeções das curvas de carga dos sistemas regionais feitas pelo ONS em 2007 que constam na Figura 8.9 A diferença está especialmente marcada nas regiões Sul e Sudeste/Centro-Oeste.

Figura 8: Curvas de carga diárias para meses distintos

SE-CO Sul

Nordeste Norte

9 ONS; Consolidação da Carga para o PAR 2008-2010; Análise da carga consolidada para os estudos do Plano de Ampliações e Reforços da Rede Básica - Ciclo 2008-2010. Relatório ONS RE 3/040/2007 emitido pela Gerência de Previsão e Acompanhamento das Cargas/DPP, Operador Nacional do Sistema Elétrico, Rio de Janeiro, 2007.http://www.ons.org.br/download/analise_carga_demanda/Relatorio_PAR_08-10-Carga.pdf

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Fonte: ONS; Consolidação da Carga para o PAR 2008-2010; 2007

A maior diferença entre o comportamento da demanda hoje e as simulações para 2009 ilustradas na Figura 8 é que, em todas as regiões os picos de demanda na tarde aumentaram em relação ao pico noturno, especialmente no verão (linha amarela). A Tabela 2 mostra as datas e a hora dos recordes de demanda máxima instantânea por região até 28/03/2011, além do recorde anterior. No SE/CO e no Sul a ponta máxima está claramente na tarde e no verão. No Nordeste e Norte a ponta máxima ainda oscila entre a tarde e a noite. De qualquer forma, a diferença sazonal das curvas de carga é menos pronunciada no N/NE do que no SE/CO/S.

Tabela 2: Record atual de demanda máxima instantânea

Região Recorde Atual (28/03/2011) Recorde AnteriorData Hora Data Hora

SE/CO 22/02/2011 15:48 23/02/2010 14:44Sul 27/01/2011 14:35 05/02/2010 14:33Nordeste 09/10/2010 18:46 18/03/2010 15:44Norte 19/03/2011 19:09 27/09/2010 14:40SIN 22/02/2011 14:35 23/02/2010 14:44

Fonte: ONS; Boletim Diário da Operação; várias datas

Infelizmente, não há nada publicada no âmbito das análises da ANEEL sobre a nova estrutura tarifária que leva em conta a nova realidade temporal da demanda máxima. Aliás, é difícil achar publicadas em qualquer lugar curvas de carga com base no histórico recente da operação do sistema nacional ou dos sistemas regionais.

É crucial que a nova estrutura tarifaria responda aos desafios do futuro e não aos do passado. Portanto é urgente que a ANEEL, junto com as outras entidades coordenando o setor elétrico, prepare e analise o novo retrato da demanda. Essas análises devem:

1. Explicitar as profundas diferenças na curva de carga no verão e no inverno, tanto ao nível nacional como regional. Incluir análises sistemáticas da composição das cargas horárias por categoria de tarifa (horosazonal AT, convencional AT, BT, mercado livre), e das conseqüências para a alocação dos custos da capacidade de distribuição entre essas categorias.

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No caso da baixa tensão tentar atualizar a discriminação entre a contribuição dos setores (B-1 residencial, B-2 rural, etc) às curvas de carga

2. Entrar em algum detalhe sobre as diferenças nas curvas de carga entre as concessionárias numa grande região e até sub-sistemas de algumas concessionárias.

3. Incluir novas pesquisas sobre equipamentos e padrões de uso de energia, especialmente na BT, reforçadas por medições da realidade quantitativa de amostras de consumidores. Essas informações são fundamentais para entender os usos energéticos que estão puxando a demanda máxima.

Os estudos (1) e (2) podem ser executados com certa rapidez. Seriam baseados em informações já disponíveis e analisadas pelos agentes do setor. Aliás, estranha-se a relativa falta deste tipo de análise nos documentos já publicados.

O item (3) apresenta um desafio maior. Na documentação atual, entrou-se em bastante detalhe nesta questão.10 Infelizmente, a base das informações está muito desatualizada. O problema é que a execução deste tipo de pesquisa através dos mecanismos habituais do governo ou PROCEL exige tempo, começando com a demora na licitação do estudo. A ANEEL quer re-estruturar a tarifa o mais cedo possível e tem bons motivos para isso. O problema é amenizado pelo fato que essas informações parecem ser menos urgentes para definir os parâmetros da nova tarifa. São mais relevantes para a implementação de programas complementares (veja abaixo). No entanto, uma opção para mobilização relativamente rápida que deve ser considerada: a execução desta pesquisa com recursos de entidades internacionais – multilaterais, fundos e fundações. Há muito interesse internacional no fomento da eficiência energética e em apoiar estudos como este que podem fundamentar novas políticas.

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ANEEL planejava promulgar uma nova estrutura tarifária até meados de 2011. Com os estudos e novas análises propostas o cumprimento deste prazo provavelmente seria impossível. O processo pode se prolongar por mais 6-12 meses. Porque insistir? A resposta é que as mudanças resultando dessa re-avaliação podem ser muito importantes. Além de mudar o horário do posto da ponta – por si só uma mudança profunda. Exemplos das possibilidades são:

a) O horário do posto da ponta deve ser flexibilizado para responder às realidades de cada concessionária (ou pelo menos cada Estado). Não faz o menor sentido ter um único horário (posto) de ponta em todo o país. Cabe lembrar que o RPFP é uma função apenas dos custos de distribuição das concessionárias, não da energia que elas compram no atacado. A alocação deste custo depende do comportamento temporal de demanda naquela área de concessão. Como mostra a Figura 9, há diferenças significativas entre os Estados na mesma região, tanto nos níveis relativos de demanda no inverno e verão, como nas curvas diárias típicas de cada estação (especialmente o verão). As diferenças são maiores entre as grandes regiões de operação (Figura 8).

b) A flexibilização do horário deve também considerar:

dividir o horário da ponta em dois segmentos – por exemplo: 14:00-15:30 e 19:00-20:30. e/ou

10 Nota Técnica n.º 362/2010–SRE-SRD/ANEEL, de 06 de dezembro de 2010.11

Mudar o horário da ponta sazonalmente Se houver uma curva de carga profundamente diferente no verão e no inverno, porque não reconhecer isso na estrutura dos preços nessas estações?

c) A introdução do “posto intermediário” na Tarifa Branca para BT foi uma inovação importante. É um passo no reconhecimento do fato que a nova curva de carga na época de maior demanda tem um patamar alto durante quase 11 horas (11:00 até 22:00), as diferenças entre as curvas de verão e do inverno reforçam este “patamar” alto e prolongado. Neste contexto, é contra-produtivo ter um preço relativamente muito alto por apenas 3 horas.

O posto intermediário deve ser estendido para as tarifas horosazonais existentes de AT. Para começar, é uma questão da consistência da proposta. Se o posto intermediário é válido para a BT, é igualmente válido para a AT.

A transição pode ser implementada em fases para evitar choques tarifários de curto prazo. O ritmo da transição será condicionado pela necessidade de trocar medidores. Inevitavelmente levará alguns anos para permitir a instalação de novos medidores, necessário em muitos casos. A opção de escolher essa nova modalidade da tarifa horosazonal AT deve ser aberta à todos os consumidores desta categoria desde o início. Deve ser obrigatória para qualquer conexão nova.

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Figura 9: Curvas de carga diárias para meses distintos – Estados do Sistema Sudeste/Centro-Oeste

São Paulo Minas Gerais RJ & ES

Goias & DF Mato Grosso do Sul Mato Grosso

d) Fonte: ONS; Consolidação da Carga para o PAR 2008-2010; 2007

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Para responder ao platô de demanda alta no verão especialmente, o posto intermediário deve ser prolongado de 2 para 4 ou 5 horas (para BT e AT), com a mesma flexibilidade do posto da ponta em relação ao horário. Pode-se considerar também o prolongamento do posto da ponta .

e) Com a inclusão de mais horas do dia no cálculo do custo da capacidade de distribuição, a RPFP deve cair substancialmente do novo patamar atualmente proposto para o segmento horosazonal de AT. No caso da Tarifa Branca para BT, que já inclui o “posto intermediário”, a RPFP cairia também, porém menos.

As mudanças já previstas na proposta da ANEEL para re-estruturar as tarifas representam avanços importantes no caminho para uma precificação mais realista da energia. Por exemplo, na horosazonal AT ela elimina o fator de 1.72 aplicado no preço da energia [TE] na hora da ponta. Este fator sempre foi completamente artificial, sem qualquer relação à realidade brasileira de geração elétrica. Outro avanço importante é a inovação das “bandeiras” no preço da energia (TE), refletindo as variações no custo da energia comprada pela concessionária já no mês seguinte

Na categoria BT, a iniciativa da Tarifa Branca (e a nova tecnologia de medição associada)11 é um passo fundamental para sinalizar as variações no tempo do custo de suprimento na maior categoria de consumo no país.

No entanto, as medidas sugeridas acima - a flexibilização do horário da ponta, a introdução do posto intermediário na horosazonal AT (e seu prolongamento na BT e AT), e a redução da RPFP no componente da distribuição – parecem importantes para alcançar os objetivos almejados pela estruturação das tarifas.

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Até hoje os consumidores na categoria horosazonal AT respondem a um sinal exagerado do preço da eletricidade na hora da ponta comparado com o preço fora da ponta. Neste contexto, a prioridade dos consumidores para a “racionalização energética” tem sido a redução da demanda no horário da ponta, a troca da Tarifa Azul para a Tarifa Verde12 ou migrar para o mercado livre. Investir em medidas de eficiência energética, propriamente dito, geralmente ficava em segundo plano. É importante eliminar esta distorção na horosazonal AT e evitar que se repita na nova Tarifa Branca.

Deve-se lembrar que, no Brasil, a otimização energética mais importante do lado dos consumidores é melhorar a eficiência do uso da energia, não reduzir a demanda máxima. O “apagão” de 2001-2 não foi resultado da falta de capacidade em kW para atender a demanda máxima más da capacidade de gerar MWh/mês durante meses. No planejamento estratégico da expansão o principal fator dimensionando o sistema de geração é assegurar o suprimento de “energia firme” em GWh (ou MW-mês) ano por ano.

Uma política de preços que desestimula investimentos na eficiência energética é contra-produtiva. Foi exatamente isso que aconteceu com a tarifa horosazonal AT, chegando ao absurdo de grupo geradores a diesel para geração na ponta ser uma opção rentável.

11 Num processo paralelo a ANEEL está analisando normas mínimas para os novos medidores eletrônicos. Veja Audiência Pública 43/2010. É importante lembrar que a definição da estrutura tarifária será uma referência básica para definir as características mínimas dos novos medidores – uma infra-estrutura com vida útil de 20 anos ou mais.

12 Em 2003 ~25% do consumo no grupo horosazonal foi na Tarifa Verde,em 2009 alcançou ~60%. A Tarifa Verde favorece consumidores com fatores de carga relativamente baixos no horário da ponta.

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Evidentemente, a redução da demanda máxima é um objetivo importante e os preços são o instrumento principal para alcançá-lo. Questiona-se apenas o exagero na sinalização. Deve-se lembrar que ganhos em eficiência (kWh) geralmente se traduzem em reduções proporcionais de demanda (kW). Esses ganhos tal vez não melhoram o fator de carga do sistema, mas reduzem o crescimento da demanda máxima que dimensionará a expansão da capacidade de distribuição. No médio prazo este efeito sobre a demanda máxima será tão grande quanto qualquer ganho através da modulação da carga, e provavelmente bem superior. Ademais, que adianta ter um horário de apenas 3 horas por dia de preços relativamente muito altos quando você tem uma curva de carga com um platô alto de 10-11 horas, como existe no verão hoje?

Apesar da proposta atual da ANEEL melhorar a situação anterior na categoria horosazonal AT, não se sabe quanto. A ANEEL ainda não publicou um conjunto de simulações. Ao mesmo tempo, na Audiência Pública 120/2010 ficou evidente a dificuldade de várias entidades simular os impactos sobre a tarifa final ao consumidor. Porém, é provável que a RPFP da distribuição e, portanto, a razão do preço ponta/fora da ponta ao consumidor ainda ficará muito alto.

Além disso, a razão ponta/fora da ponta pode aumentar se houver um deslocamento do horário da ponta para a tarde – uma mudança que a realidade deve impor dentro de poucos anos, ainda se não for incorporada na nova estrutura tarifária desde o início. Com este novo horário da ponta a contribuição da horosazonal AT à demanda máxima seria maior, cabendo uma alocação maior dos custos da capacidade de distribuição a esta categoria.

Assim, sem outros ajustes na estrutura nas linhas recomendados acima - como estender o período de preços mais altos, com um posto intermediário, a perspectiva é que os consumidores horosazonais AT continuarão dando prioridade maior à gestão da ponta que à eficiência geral.

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No caso da nova Tarifa Branca para BT a principal preocupação é diferente. Como já foi observado, na proposta atual seu ritmo de introdução é modesto – especialmente no setor residencial – apesar de supostamente trazer benefícios para o sistema e os consumidores. O motivo desta cautela parece ser o forte impacto sobre o preço por kWh exatamente no período de maior consumo residencial.

As recomendações resumidas acima devem mitigar este problema no setor residencial. O deslocamento (total ou parcial) do posto da ponta e do posto intermediário para a tarde em vez da noite terá o efeito imediato de reduzir a contribuição à demanda máxima atribuída ao setor residencial (e em menor grau à BT como todo). Portanto reduzirá o custo da capacidade atribuída a esta categoria – transferindo o peso para outros (como a horosazonal AT citada acima). Não se sabe por quanto, más o impacto deve ser significativo. Com esta mudança e as outras possibilidades sugeridas (flexibilização do horário e prolongamento do(s) posto(s)):

A razão do preço ponta/fora de ponta diminuirá na Tarifa Branca. O posto da ponta e intermediário cairá menos (tal vez muito menos) nas horas de

consumo máximo das residências.

Com essas mudanças o “choque de banho frio” - literalmente e politicamente – associado com a introdução da Tarifa Branca diminuiria muito. Neste novo quadro, caberia re-avaliar o ritmo de implementação da Tarifa Branca – visando acelerar sua penetração no mercado, pelo menos no médio prazo.

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A reforma da estrutura tarifária é uma iniciativa de grande importância e as mudanças já sendo propostas pela ANEEL apontam no sentido certo. Neste artigo sugerimos alguns aperfeiçoamentos levando em conta as novas realidades do perfil de demanda no sistema brasileiro que estão se manifestando. Nosso intuito é aumentar os benefícios que esta reforma tarifária pode trazer, tanto do lado da oferta como da demanda. Nesta mesma linha, cabe ressaltar que a nova política de preços não deve ser implementada de forma isolada.

Sabe-se que a realização de uma grande parte dos benefícios atribuídos à nova estrutura tarifária depende das reações dos consumidores aos novos sinais de preço. Isso se manifesta na “sensitividade ao preço” (% mudança de consumo/% mudança no preço). O valor deste coeficiente é bastante incerto, tanto no curto como no médio/longo prazo. Sem entrar no mérito dos valores escolhidos pela ANEEL para cálculos ilustrativos, o que se sabe é que a grande maioria dos consumidores enfrenta dificuldades na otimização de seu uso energético em reação aos sinais de preço.

Como já observado no início deste artigo, políticas e programas complementares podem facilitar a racionalização energética entre os consumidores, mitigando as barreiras encontradas nos diversos segmentos de consumo. Assim, podem em princípio aumentar a “sensitividade ao preço” e os benefícios resultando das reformas tarifárias.

Infelizmente, não se vê muito entrosamento hoje entre a política de preços e a gestão da demanda por um lado e as políticas de eficiência energética por outro. A gestão da demanda se faz quase exclusivamente através do preço altíssimo na ponta para consumidores horosazonais AT. Ao mesmo tempo, a maior parte dos recursos para programas de racionalização energética são para consumidores que recebem subsídios ou são mal pagadores. Muitas vezes parece que um dos principais critérios na prática é reduzir o prejuízo das concessionárias com essas classes de consumidor. De modo geral, ainda falta uma estratégia coerente para “transformar o mercado” ajudando os consumidores otimizar seu consumo energético em função dos preços que estão pagando.

Como alinhar a política de eficiência energética para reforçar a política de preços e promover a transformação do mercado é um assunto complexo que foge o escopo deste artigo. No entanto, cabe destacar sua relevância, especialmente tendo em vista o fato que o governo está empenhado em definir uma nova política de eficiência energética.

No Box há uma curta discussão de algumas das possíveis interações entre a política de preços, gestão de demanda e eficiência energética no setor residencial. É ilustrativo de como as mudanças recentes no perfil da demanda fazem as políticas mutuamente mais relevantes.

A urgência da gestão da demanda deve aumentar nos anos que vem. Desde 2000 até 2009/10 o aumento mais rápida da ponta no verão ainda não impactava na demanda máxima do SIN. Alias a tendência da demanda máxima aumentar mais no verão teve o efeito de nivelar a curva de carga no ano, aumentando o fator de carga do sistema. A partir de agora não haverá este benefício. A tendência será para a demanda máxima do sistema crescerá mais rapidamente em relação ao crescimento do consumo do que ocorreu na última década.

Espera-se que, ao responder a esse desafio no horizonte, as políticas de gestão da demanda (kW) e do consumo (kWh) podem se reforçar mais que no passado, respaldadas por uma nova estrutura tarifária que sinaliza na medida do possível o custo real do suprimento da energia.

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Gestão da demanda e eficiência: “serviços de frio” no setor residencial

Uma conseqüência da transição da época de maior demanda do inverno para o verão e de um horário nítida de demanda máxima no início da noite para um platô com 2-3 horários distintos de demanda máxima (no verão) é que a gestão da demanda converge mais com a gestão mais geral da eficiência do uso da energia. Porém, para aproveitar esta convergência será importante aprimorar as informações sobre o uso da energia e aperfeiçoar políticas.

A mudança no perfil da demanda certamente destaca a importância para a gestão da demanda de melhorar a eficiência do estoque de geladeiras/freezers e ar condicionadores. São usos finais prioritários para a eficiência energética porque já em 2005 consumiam 47% da energia residencial (27% nas geladeiras/freezers). Porém, ficavam em segundo plano na perspectiva da gestão da demanda máxima. Apenas 21% da composição da ponta residencial foi atribuída a esses usos finais, sendo que 2/3 disso (geladeiras e freezers) é considerado pouco susceptível à modulação de carga no horário da ponta.

Obviamente, com a mudança do perfil da demanda do sistema, a contribuição desses “serviços de frio” à ponta residencial deve aumentar muito; provavelmente mais do que se pensa. Observa-se nas Figuras 5 e 6 acima que a demanda de geladeiras/freezers é considerado como constante durante 24 horas. Isso não pode ser verdade, pelo simples fato que as temperaturas ambientais da tarde são mais altas que da madrugada, o que aumenta o trabalho do eletrodoméstico para manter a mesma temperatura interna. O mesmo vale para o verão em comparação com o inverno. Ao mesmo tempo, diferente do contexto antes de 2009, as horas de maior demanda desses eletrodomésticos coincidem em maior parte com as horas de maior demanda do sistema. Portanto, a visão simplificada nessas figuras precisa ser corrigida, com base em medições reais de amostras de consumidores durante pelo menos duas estações distintas.

Ao mesmo tempo, a Nota Técnica 362/2010 da ANEEL tratou a demanda das geladeiras/freezers como sendo inalterável. Hoje isso é verdade no Brasil. Porém uma possibilidade aberta pela “rede inteligente” (para a qual os medidores da Tarifa Branca são um passo fundamental) é que, em momentos de estresse da rede, certas cargas podem ser desligadas ou termóstatos ajustados por curtos períodos por controle remoto – sendo “NegaWatts” despacháveis e descentralizadas. No Brasil há duas dúvidas pairando sobre a entrada desta opção.

a) Uma dúvida diz respeito às novas tecnologias previstas para entrar no mercado. Os novos medidores que serão instalados junto com a Tarifa Branca e a interface consumidor/rede terão capacidade para esta opção? Entre os novos eletrodomésticos à venda haverá alguns modelos com a capacidade de interagir com a rede ou informação no medidor?

b) Não há uma tarifa regulamentada para esta opção. Evidentemente o consumidor entrando neste tipo de acordo voluntário precisa de um incentivo tarifário. A tarifa “interrompível” de AT não deve ser confundida com esta nova opção tarifária para BT (que, claro, deve ser estendida à AT também).

Sem atenção ao marco regulatório, a opção de “NegaWatts” despacháveis não parece factível no Brasil num futuro próximo. Espera-se que a ANEEL aborda esta questão explicitamente, tanto na regulação da tarifa como na definição das características dos novos medidores.

Se a reforma da estrutura tarifária e o projeto dos medidores e da interface com a rede incorporar esta possibilidade, seu fomento deve ser também um componente dos programas relevantes de eficiência energética. São esses programas de EE que têm contatos mais íntimos com os fabricantes e os consumidores. Até hoje a política da gestão da demanda operava principalmente através do sinal de preço altíssimo na ponta, sem muito interação com programas complementares.

Esta discussão ilustra dois vertentes para responder à nova realidade. Por um lado, os enfoques da EE são mais relevantes para a gestão da demanda máxima do que antes. Por outro, programas de EE podem ser adaptados para fomentar objetivos da gestão da demanda.

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