O estudo desenvolvido pela Universidade de Bath foi encomendado pelo regulador britânico, Office of Gas and Electricity Markets (Ofgem), para examinar se outras metodologias de tarifação seriam mais eficientes na promoção do desenvolvimento econômico do sistema de distribuição (LI ET AL., 2005).
Os pontos fracos identificados incluem incapacidade de refletir os investimentos futuros, falta de distinção do custo de implantação em diferentes locais, pouco reconhecimento do custo dos fluxos de potência reativa, e a inconsistência no tratamento entre a geração e o consumo.
Em linhas gerais, o estudo da Universidade de Bath aborda três metodologias para o cálculo das tarifas de uso do sistema de distribuição: Distribution
Reinforcement Model (DRM); Investment Cost Related Pricing (ICRP) e Long Run Incremental Cost (LRIC).
O modelo tarifário DRM é utilizado na Inglaterra para o cálculo das tarifas de distribuição há mais de 25 anos. Fundamentalmente é uma metodologia de repartição que atribui os custos da rede já existente para os usuários, dependendo do uso que fazem de cada nível de tensão do sistema de distribuição, estimado a partir de sua máxima demanda e das características da classe do consumidor.
As outras duas modelagens tarifárias, ICRP e LRIC, podem ser consideradas como aproximações com base nos custos marginais. Na primeira abordagem, assume-se que o acréscimo da demanda é assegurado pela expansão da rede de maneira uniforme. Na segunda, o custo marginal é estimado a partir da mudança no valor presente dos custos previstos de reforço da rede em conseqüência da adição do incremento de carga. Ambas as abordagens metodológicas podem ser calculadas considerando os fluxos de potência DC e AC criando assim simulações que incorporam também o impacto dos reativos no sistema de distribuição, no último caso.
A metodologia ICRP segue o mesmo critério empregado pelo National Grid para as tarifas de transmissão. A metodologia reflete o custo para atender um incremento de demanda em cada nó na rede de referência, sendo considerado um custo padrão para a rede, conhecido como a "constante expansão", expressa em £/kW/km.
Na abordagem atualmente utilizada para a transmissão, a constante de expansão não varia com a tensão. Contudo, ao aplicar esta metodologia para a distribuição, o estudo da Universidade de Bath tem utilizado diferentes constantes de expansão para cada circuito na rede de referência e não uma média da expansão da rede.
Os custos marginais derivados desta metodologia são expressos em relação a uma barra de referência, na qual o custo marginal de conexão de carga ou geração é zero, como no modelo de transmissão utilizado no Brasil. Na aplicação
desta metodologia ao sistema de distribuição, o modelo reconhece todos os denominados pontos de fronteira ou Grid Supply Points (GSP) como "barra de referência", uma vez que não existe custo de rede de distribuição decorrente da adição de carga ou geração nestes locais. Assim as tarifas ICRP serão sempre relativas ao GSP, sendo então coerente com a abordagem DRM, de acordo com Universidade de Bath.
No caso do sistema de transmissão, os custos são alocados entre os segmentos carga e geração, na proporção de 73% e 27%, respectivamente, diferentemente do sistema brasileiro cujo rateio é igual para ambos os segmentos. Para o sistema de distribuição, contudo, com a pequena quantidade de geração, tal regra não seria adequada, conforme avaliação do referido estudo. Nesta situação, a diferença necessária para recuperar todo o custo do sistema é alocada ao segmento carga.
É uma característica da metodologia ICRP não reconhecer o grau em que os ativos existentes estão carregados, assumindo que a rede possa ser expandida linearmente para acomodar a demanda sem gerar excesso de capacidade. Esta é uma desvantagem da metodologia quando aplicada aos sistemas de distribuição cujos investimentos são pontuais e não contínuos e cuja carga varia consideravelmente.
O método LRIC, por outro lado, consegue tratar a existência de ociosidade na rede de distribuição, avaliando o custo adicional que surge da necessidade de antecipação de investimento resultante do aumento da demanda em qualquer barramento do sistema ou, alternativamente, a redução de custo decorrente do adiamento de investimentos.
Este novo modelo de tarifação considera, então, que os custos para atender a carga estão baseados na natureza e no momento do impacto do investimento futuro na rede. Usando a mesma matriz de sensibilidade do método nodal, ICRP, a metodologia analisa o valor presente dos investimentos futuros, com e sem o incremento de carga, e exprime o custo como a diferença entre os dois valores presentes. Assim, reflete os custos dos ativos para atender o incremento de demanda, que, para redes de distribuição será uma função da distância, como no
modelo ICRP, e também do horizonte de tempo no qual os novos investimentos serão necessários.
No modelo ICRP, os custos em cada nó são, originalmente, simétricos para a carga e para a geração, ou seja, para um determinado ponto as tarifas são iguais, porém de sinais contrários dependendo do tipo do agente. Isto não ocorre no modelo LRIC, uma vez que a natureza do reforço, ou mesmo a sua necessidade, pode ser significativamente diferente no caso da conexão, no mesmo ponto, de uma carga ou de uma geração.
A antecipação de investimentos decorrentes da adição de demanda no futuro pode ter um pequeno custo associado. Assim, considerando que grande parte da rede é relativamente pouco utilizada, as receitas geradas a partir das tarifas derivadas do método LRIC irão recuperar uma pequena proporção da receita autorizada, menor do que na metodologia ICRP.
Como resultado, após o ajuste para reconciliar esses custos com a receita autorizada, a variação das tarifas em cada nó é substancialmente menor em comparação com a abordagem nodal (ICRP), segundo o estudo.
A reconciliação da receita normalmente é feita por meio de um selo, aditivo ou multiplicativo, ou ainda por meio da Regra de Ramsey que, embora seja defendida pelo Ofgem, tem restrições no mundo acadêmico. Isto porque a adoção dos preços de Ramsey exigiria o conhecimento das elasticidades preço da demanda que são difíceis de serem estimadas, dada a escassez de dados nesta área.