Geoberto Esírito Santo

A geração, transmissão e distribuição (GTD) no sistema elétrico brasileiro começou
com estatais federais num parque gerador 99,9% hidráulico. A transmissão era feita pelas
estatais federais proprietárias das hidrelétricas: Eletronorte, Eletrosul, Furnas e Chesf.
Todas elas subsidiárias da holding Eletrobrás, que planejava, financiava, construía e
operava o sistema principal. A distribuição era por empresas de economia mista, tendo
os estados como acionistas majoritários. Os estados economicamente mais fortes (São
Paulo e Minas Gerais) ficaram fora desse modelo e a GTD era feita com suas próprias
empresas. Nelas, a verticalização era total, ou seja, geravam, transportavam e
distribuíam. Em estatais verticalizadas, o mau desempenho da geração era coberto pela
transmissão, o ruim da transmissão pela distribuição e vice-versa, porque a contabilidade
dos governos absorve lucros e prejuízos. A verticalização hoje não é mais admitida.
A tarifa era a convencional, volumétrica, igual para qualquer hora que fosse
utilizada. A energia consumida na carga baixa (madrugada e durante o dia) é suprida por
um número menor de geradores e praticado o mesmo preço para o consumo na hora da
ponta (17:30h às 20:30h), com a carga alta atendida por um número maior de usinas.
Uma filosofia na aplicação das tarifas de energia elétrica é “preço maior para quem
demanda mais serviços do sistema”. E assim, na busca da justiça tarifária, veio a Tarifa
Verde com 1 demanda + 2 consumos (ponta e fora ponta). Consumo na hora da ponta
passou a pagar mais e menos no horário fora ponta. Isso só foi aplicado na alta tensão,
inviável de imediato nos milhões de consumidores na baixa tensão por falta de medição
que identificasse esses horários. Na evolução da carga surgiu a Tarifa Azul, com 2
demandas (ponta e fora ponta) e 2 consumos (ponta e fora ponta). No Grupo Tarifário A
(alta tensão), dependendo do nível de tensão e das condições de fornecimento, são
aplicadas tarifas diferenciadas A1, A2, A3, A4 e AS (subterrâneo).
Vale salientar que as bandeiras tarifárias verde, amarela e vermelha (1 e 2) nada
têm a ver com tarifa de energia, embora possam aumentar o seu preço porque são
aplicadas nas necessidades de remunerar a eventual operação das térmicas mais caras,
acionadas em decorrência do baixo armazenamento nos reservatórios das hidrelétricas.
Além das grandes hidrelétricas, outras fontes começaram a entrar na matriz
elétrica, cada uma com suas características: térmicas à óleo, carvão e gás natural podem
produzir firme a qualquer hora, a depender do contrato ser flexível ou inflexível; bagaço
de cana, só produz nos 6 meses da safra; eólica, tem melhor desempenho à
noite/madrugada; solar, só produz durante o dia. Cada fonte tem um custo e pode ter
um preço maior ou menor para o consumidor a depender do horário de uso, razão pela
qual foi criado o preço horário.
Com a gradual saída das empresas estatais desse mercado, foram instituídos o
Ambiente de Contratação Regulado (ACR), com tarifa definida pelo governo/ANEEL) e o
Ambiente de Contratação Livre (ACL), cujos preços são negociados entre gerador e
consumidor, com a presença ou não de comercializadores de energia. Atualmente,
apenas os consumidores de alta tensão podem estar no ACL, mas, a partir de 2028, todos

os consumidores vão poder aderir ao mercado livre. Quem não quiser fazer a migração,
deve ser absorvido pelo SUI (Supridor de Última Instância), figura jurídica para a qual
todas as distribuidoras de energia elétrica deverão ser adaptadas porque não poderão
mais vender energia, apenas fornecer seus fios para o transporte até os consumidores
finais.
Em 2012 começou a ser adotado o conceito de geração distribuída (GD), em que o
consumidor passa também a ser um produtor de energia, daí surgindo a figura do
“prosumidor”. Por diversos motivos, inclusive geopolíticos, a GD cresceu rapidamente
com a fonte solar fotovoltaica, mas a MMGD (micro e minigeração distribuída) pode
também ser concebida com eólica, gás natural, biometano, diesel e outras, a depender
dos equipamentos disponíveis e da viabilidade econômica. Quando o consumidor passa a
ser também produtor de energia, vários espaços são abertos para novos modelos de
precificação e para um sistema tarifário mais inteligente.
No sistema elétrico atual convivem fontes convencionais, renováveis, mercado
livre, geração distribuída, armazenamento, veículos elétricos e um processo de
eletrificação em marcha. Muita energia renovável está sendo cortada (curtailment) por
dois motivos: a) em algumas regiões temos linhas disponíveis, mas não existe carga a ser
atendida; b) em outras, transmissão sobrecarregada para intercâmbio regional com
cargas a serem atendidas. A modernização tarifária é um caminho virtuoso requerente da
nova realidade da matriz elétrica e, mesmo que os medidores atuais já consigam separar
três postos tarifários, é um salto tecnológico para a adoção dos medidores inteligentes.
Devemos fazer agora uma vinculação do preço da energia com a sua
disponibilidade em cada momento, inclusive para dar mais transparência ao sistema. E a
“bola da vez” é a Tarifa Branca. Esse tipo de modelo já existe internacionalmente, sendo
conhecido como Time-of-Use/ToU), com suas nomenclaturas diversas a depender do
público a ser atendido e da divisão de horários. Tarifas horárias já são aplicadas na
Inglaterra, nos Estados Unidos, em vários países da Europa e, na América Latina, no
Uruguai, Chile, Costa Rica e México.
No Brasil, a Tarifa Branca foi criada em 2018 no modelo de adesão voluntária (opt-
in) e um levantamento indicou uma adesão muito baixa, cerca de 70 mil entre os 90
milhões de consumidores em baixa tensão, menos de 0,1% do universo elegível. É
aplicada aos consumidores de baixa tensão, com cobrança dividida nos dias úteis em três
períodos: ponta, intermediário e fora de ponta. Nos fins de semana e feriados nacionais,
todas as horas são consideradas fora de ponta. O sinal de preço existente na Tarifa
Branca foi feito para desencorajar o consumo na hora da ponta, mas os benefícios
financeiros para o consumidor precisam ser claros. A Tarifa Branca também pode trazer
eficiência sistêmica e novas oportunidades de negócio, uma categoria de empresas que
venha gerir a eletricidade consumida, os chamados agregadores. Outros dispositivos
poderão surgir, com o objetivo de monitorar e controlar para poder automatizar o
consumo do cliente.

Não houve divulgação adequada desses benefícios e agora será necessário um
trabalho intenso de comunicação e marketing para o consumidor poder entender essa
nova tarifa como uma ferramenta de economia para ele e eficiência para o país.

Geoberto Espírito Santo
GES Consultoria, Engenharia e Serviços