Aneel planeja decidir em dezembro modelo de tarifa horária para baixa tensão

247 – A diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) deverá decidir em dezembro deste ano sobre o novo modelo de cobrança tarifária que tem potencial de impactar diretamente 5,7 milhões de unidades consumidoras de baixa tensão no país. A medida abrange o público com consumo médio a partir de 500 kWh/mês, além de contemplar operações de Micro e Minigeração Distribuída (MMGD). O projeto regulatório cria a chamada tarifa “hora certa”, modalidade em que o valor pago pela energia varia de acordo com o horário em que o recurso é utilizado pela residência, comércio ou indústria. A previsão do cronograma de deliberação foi anunciada pela diretora Ludimila Lima da Silva, relatora do processo na agência reguladora, em meio aos debates sobre a eficiência e os custos do sistema elétrico nacional.

Em média, o consumo mensal de uma residência típica no território brasileiro situa-se em 160 kWh/mês, o que evidencia que a nova estrutura tarifária proposta atingirá majoritariamente comércios, indústrias conectadas na baixa tensão e residências dotadas de maior poder de consumo. A dinâmica de flutuação tarifária diária não é inédita no setor, visto que a tarifa branca foi instituída em 2018. No entanto, a adesão a esse modelo anterior permanece extremamente reduzida, alcançando apenas 69 mil unidades consumidoras, o que representa menos de 0,1% do universo total de baixa tensão. Com a nova regulamentação, a Aneel busca ampliar a flexibilidade de preços para otimizar a operação das redes elétricas e aliviar a pressão sobre a infraestrutura nos momentos de maior demanda diária.

Simulações mostram impacto financeiro conforme o horário do consumo

Um exemplo prático divulgado com base nas tarifas aplicadas pela Cemig-D, em Minas Gerais, demonstra que uma unidade consumidora com gasto mensal de 600 kWh poderá registrar uma fatura de R$ 490, o que equivaleria a uma redução de 9,5% na comparação com o modelo convencional vigente. Esse barateamento na conta de luz ocorrerá exclusivamente caso o consumidor transfira o grosso de sua utilização para os períodos fora do horário de pico, evitando os momentos de maior pressão e congestionamento do sistema elétrico, situados habitualmente no final da tarde e no início da noite. Por outro lado, caso a mesma unidade concentre seus gastos energéticos exatamente nos horários de pico, o valor da conta subiria para R$ 591, registrando um acréscimo de 9,1% sobre a tarifa tradicional.

A principal distinção em relação ao formato majoritário atual reside no fato de que a tarifa convencional mantém o preço fixo inalterado ao longo de todo o dia, enquanto a proposta da tarifa “hora certa” introduz a modulação por faixa horária. O enquadramento das 5,7 milhões de unidades elegíveis ocorrerá de forma automática, sendo dividido em três etapas sequenciais programadas para o intervalo entre 2028 e 2031. Os consumidores que adotarem veículos elétricos poderão obter vantagens expressivas com a flexibilização tarifária, dado que a recarga automotiva configura um consumo altamente programável. Simulações realizadas com dados da RGE Sul, sem considerar os tributos incidentes, indicam que motoristas conseguirão economizar valores entre R$ 32 e R$ 211 por mês ao agendarem o abastecimento dos veículos para períodos fora do pico, utilizando o mesmo automóvel e o mesmo montante de energia.

Regra para saída do modelo e implementação da tarifa plana

Embora o ingresso das unidades seja automático, o consumidor que manifestar preferência poderá optar pela saída provisória do sistema de tarifa “hora certa”. Contudo, o regulamento estabelece que tal cliente não retornará ao modelo convencional tradicional, sendo alocado na chamada “tarifa plana”, cujo custo estimado será de 3% a 5% mais caro que o modelo padrão tradicional, conforme apontam as simulações preliminares da área técnica. Esse sobrepreço tem como objetivo cobrir os custos operacionais associados ao atendimento do perfil que optou por não aderir à modulação horária. A vigência dessa “tarifa plana” funcionará como um mecanismo transitório de adaptação e tem encerramento definitivo estipulado para o ano de 2033.

Os técnicos da autarquia reguladora avaliam que os usuários com perfil de consumo naturalmente situado fora dos horários de pico dificilmente solicitarão a saída, uma vez que estarão arcando com tarifas menores. Em contrapartida, os consumidores que não conseguirem realocar suas demandas para outros horários poderão considerar vantajoso deixar o modelo “hora certa”, mesmo arcando com a tarifa mais cara, por precisarem inevitavelmente consumir eletricidade no intervalo de maior pressão do sistema. A lógica regulatória aponta que o usuário que exerce maior estresse sobre a infraestrutura elétrica arcará com um percentual proporcionalmente superior. Após o término do prazo de adaptação em 2033, essas unidades deverão obrigatoriamente retornar para a tarifa flexível vigente ou para outro modelo tarifário alternativo que venha a ser implementado pela agência em paralelo aos testes técnicos em andamento.

Impactos sobre a micro e minigeração distribuída e corte de geração

A nova proposta tarifária também alcançará as unidades dotadas de micro ou minigeração distribuída, como é o caso de residências e empresas equipadas com painéis solares fotovoltaicos, caso o texto seja referendado pela diretoria da Aneel. As instalações que protocolarem pedidos de conexão a partir de noventa dias contados da publicação da nova norma serão integradas compulsoriamente ao regime, sem direito a opção de saída e independentemente do patamar de consumo. Atualmente, a regra geral para a baixa tensão determina que os geradores distribuídos sejam alcançados a partir do consumo ou da injeção de 500 kWh/mês na rede de distribuição. O superintendente de Gestão Tarifária e Regulação Econômica, Leandro Caixeta, destacou o potencial da medida para atenuar as interrupções forçadas na produção de eletricidade.

O dirigente pontuou que o novo formato de cobrança auxiliará na mitigação do fenômeno conhecido como curtailment, que consiste no corte de geração de energia decorrente do excesso de oferta em relação à demanda em horários específicos, afetando empresas do setor de fontes renováveis. Usinas eólicas, solares e hidrelétricas vêm enfrentando restrições severas de operação por falta de consumo suficiente entre o início da tarde e o horário de pico no final da tarde, ao mesmo tempo em que a exigência sobre as redes de distribuição e transmissão atinge níveis máximos até 21h. Segundo o superintendente, a alteração nos sinais de preço induz o consumidor a deslocar sua demanda para fora das pontas, otimizando o uso da infraestrutura e reduzindo a necessidade de novos investimentos emergenciais. „Se por meio da melhora da sinalização de preços, nós temos um consumidor que tira a demanda da ponta e aloca isso fora a ponta, temos uma melhora no uso do sistema, consequentemente no curtailment corte de geração e uma pressão menor na ponta por novos investimentos. Não tem bala de prata, não tem solução única que vai resolver todos os problemas do setor elétrico, mas essa aqui, sem dúvida, é uma das medidas que vai contribuir para resolver este problema“, declarou Caixeta ao defender a medida que será votada pela diretoria da Aneel em dezembro.