Recursos Energéticos de Fluxo e de Estoque

Desde as mais remotas sociedades primitivas, o homem busca se apropriar de recursos e formas de energia para a sua subsistência e desenvolvimento social e econômico. Cerca de doze mil anos atrás, as sociedades nômades de caçadores–coletores deram lugar – em longo período de transformações– às sociedades agrárias primitivas. Na chamada Revolução Agrícola (Revolução Neolítica), a domesticação de plantas e animais empregou o processo de fotossíntese para aumentar a produção de alimentos. As plantas sempre foram os únicos conversores energéticos naturais capazes de transformar energia solar em energia química, enquanto músculos humanos e de animais foram os conversores naturais da energia química em energia mecânica necessária para cultivar os campos. A agricultura, portanto, constituiu por milhares de anos, do ponto de vista energético, um sistema de energia solar controlado (SIEFERLE, 2001), mas limitado à eficiência da fotossíntese, em torno de 4% (SMIL, 2002). O reino animal, que se sustentava das porções de radiação solar armazenadas na biomassa, dependia energicamente do reino vegetal.

A quantidade de energia capturada pela fotossíntese era o limite superior da energia disponível para as atividades produtivas (WRIGLEY, 2013). Embora pudessem empregar a conversão solar–química para armazenar energia na biomassa, as sociedades agrárias se beneficiavam passivamente dela porque não controlavam o tempo do processo de conversão e, por isso, sofreram com instabilidades produtivas e escassez de alimentos, embora 90% da população, em média, se dedicasse às atividades agrícolas (LENTON; PICHLER; WEISZ, 2016). A energia solar capturada supria as necessidades metabólicas e as atividades laborais encerradas dentro da economia agrícola. Extensões de terra e gado podiam aumentar a produção, mas não necessariamente resultavam em excedentes ou incremento de alimentos per capita. Ao contrário, investidas por desenvolvimento resultavam em mais trabalho humano e animal com maior gasto energético metabólico. Com pouco excedente energético, não havia abundância de alimentos e de bens, pelo menos para a maioria da população.

Nas sociedades pré-industriais, a energia hidráulica e a energia eólica foram empregadas para realizar trabalho através de moinhos, rodas d’água e embarcações. Essas duas formas de energia são essencialmente energia cinética de fluidos distintos e derivam diretamente da radiação solar que energiza a biosfera e ‘motoriza’ o ciclo hidrológico e a movimentação das massas de ar. Antes da Revolução Industrial, as economias eram orgânicas porque estavam limitadas à quantidade de radiação solar e pela fotossíntese (WRIGLEY, 2013), mas a partir da Revolução Industrial a base energética mudou e passou-se a usar combustíveis fósseis (SIEFERLE, 2001), matéria orgânica fossilizada que, em período geológico (milhões de anos), concentrou grande quantidade de energia solar.

Neste contexto existiram “apenas dois principais regimes energéticos na história da humanidade: a era da energia solar (um recurso renovável) de 10.000 a.C. a 1800 d.C. e a era dos combustíveis fósseis (recursos não renováveis) de 1800 d.C. até o presente” (BURKE III, 2009, p. 35). De 10.000 a.C. a 1700, a população cresceu muito lentamente; em média, apenas 0,04% ao ano. A partir de 1800 até os dias atuais, a população mundial aumentou sete vezes (ROSER; RITCHIE; ORTIZ-OSPINA, 2013); paralelamente, o consumo de energia primária per capita quadruplicou e o consumo global de energia aumentou 27 vezes (SORRELL, 2015). A Figura 1 mostra que os combustíveis fósseis permitiram que o PIB mundial per capita acompanhasse pari passu a amplificação do consumo energético, resultando em desenvolvimento econômico acelerado.

As sociedades industriais tiveram acesso à energia abundante, à alta densidade energética estocada nos combustíveis fósseis. Em outras palavras, as sociedades industriais se desenvolveram com acesso quase ilimitado aos estoques energéticos fósseis (carvão, petróleo e gás natural) enquanto as sociedades anteriores estavam limitadas pelos fluxos energéticos da radiação solar e suas derivadas (energia hidráulica e energia eólica).

Combustíveis Fósseis na Base Energética

Os combustíveis fósseis romperam o limite passivo do sistema agrário e a abundância dos estoques energéticos liderou uma transformação significativa dos sistemas energéticos nas sociedades. Em meados do século 19, a biomassa não acompanha o ritmo de crescimento populacional, que aumentou a demanda energética como um todo, e o carvão aumenta sua participação como recurso energético. A primeira transformação energética ocorre quando o carvão supera a biomassa (ZOU et al., 2016), possibilitando um crescimento vertiginoso do seu uso até atingir o pico de participação percentual em nível global por volta da Primeira Guerra Mundial (ver Figura 2).

No início, a Revolução Industrial intensificou o trabalho físico muscular e aumentou a quantidade de energia para as máquinas – os principais serviços energéticos até então – mas depois outros tipos de serviços energéticos, como iluminação e transporte, foram demandados em quantidades quase inimagináveis desde 1750 (KEAY, 2007). Em uma primeira fase da industrialização, o carvão forneceu energia sob a forma de vapor para a indústria e impulsionou o transporte ferroviário e marítimo. Em uma segunda fase, o desenvolvimento de motores de combustão interna a gasolina ou diesel flexibilizaram o transporte, conferindo incrível mobilidade às pessoas e cargas.

No início do século 20, diversos recursos energéticos passam a coexistir, atendendo, cada um com suas características, às necessidades específicas em diversos setores das sociedades industriais. O petróleo começa a deslocar o uso do carvão e após a Segunda Guerra Mundial observa-se uma ‘explosão’ populacional, correlacionada com a versatilidade dos seus derivados. Em 1965, petróleo e gás natural superaram o carvão, liderando a segunda transformação energética (ZOU, et al., 2016). Com o tempo, os combustíveis fósseis passaram a competir entre si, e os melhores adaptados acabaram vencendo (BELTRAN, 2018). Um combustível passa a dominar sobre os demais em números percentuais, porém o consumo absoluto de cada um não diminuiu com o tempo – ao contrário – todos os combustíveis fósseis seguiram em expansão (Figura 3).

A industrialização alterou os ciclos de materiais; o domínio da biomassa transformou-se no domínio dos minerais e, nas economias industriais, a atmosfera passou a ser o reservatório de descarte de CO₂ (LENTON; PICHLER; WEISZ, 2016). A era fóssil possibilitou inegável desenvolvimento socioeconômico para muitos países, mas o uso dos estoques energéticos fósseis deixa um legado ambiental perturbador: o descarte de matéria (subprodutos da combustão) e energia (na forma de calor). Queimamos os estoques fósseis para usar a energia solar armazenada a milhões de anos e alteramos aceleradamente e irreversivelmente a qualidade da energia disponível (degradação entrópica). Essa externalidade negativa desequilibra a biosfera e eleva a temperatura média da Terra, e o seu efeito observável, é o que chamamos de mudança climática.

De Volta ao Sol

Contudo, foi apenas nos últimos anos que a energia solar e eólica, chamadas de energias renováveis, ganharam impulso e foram de recursos alternativos para competitivos, complementando a expansão da oferta energética pelo fator custo. A vantagem de custos é resultado do aprimoramento tecnológico mais recente e do ganho de escala. Esses recursos de fluxo, limpos e inesgotáveis, podem substituir parte significativa dos estoques fósseis finitos que suprem setores tradicionais como o transporte terrestre e a geração de eletricidade.

Com o advento da sociedade de ‘baixo carbono’, a terceira grande transformação dos combustíveis fósseis tradicionais em uma nova energia não fóssil se tornará inevitável (ZOU et al., 2016). O uso atual dos fluxos energéticos pelas sociedades modernas representa, em última análise, o retorno à fonte que majoritariamente sempre nos energizou. Não estaremos limitados, entretanto, à eficiência de conversão dos processos naturais, mas o quanto de energia a tecnologia vigente poderá converter instantaneamente e armazenar economicamente. Não se trata do abandono completo dos estoques fósseis, mas de uma complementação energética com os recursos de fluxo. A transformação que observamos atualmente revela a reapropriação direta e indireta da energia solar e a transição energética em curso, portanto, não é lenta ou disruptiva, mas contínua e impactante dentro da evolução energética desde a Revolução Agrícola. A humanidade se volta para o recurso solar pela primeira vez desde que deixou a era solar cerca de 200 anos atrás. Agora, com uma nova perspectiva de desenvolvimento estamos caminhando, conscientemente e mais eficientemente, de volta ao Sol.

Referências

BELTRAN, A. Introduction: Energy in History, the History of Energy. Journal of Energy History/Revue d’Histoire de l’Énergie, n. 1, 2018. Disponivel em: <energyhistory.eu/en/node/84>. Acesso em: 21 junho 2020.

BOLT, J. et al. Rebasing ‘Maddison’: new income comparisons and the shape of long-run economic development. Maddison Project Database, version 2018, 2018. Disponivel em: <https://www.rug.nl/ggdc/historicaldevelopment/maddison/releases/maddison-project-database-2018>. Acesso em: 07 junho 2020.

BURKE III, E. The Big Story: Human History, Energy Regimes, and the Environment. In: BURKE III, E.; POMERANZ, K. The Environment and World History. Berkeley: University of California Press, 2009. p. pp. 33-53.

KEAY, M. Energy: The Long View. Oxford Institute for Energy Studies, 2007.

LENTON, T. M.; PICHLER, P.-P.; WEISZ, H. Revolutions in energy input and material cycling in Earth history and human history. Earth System Dynamics, 7, 2016. 353–370.

RITCHIE, H.; ROSER, M. Energy. OurWorldInData.org, 2014. Disponivel em: <https://ourworldindata.org/energy>. Acesso em: 07 junho 2020.

ROSER, M.; RITCHIE, H.; ORTIZ-OSPINA, E. World Population Growth. OurWorldInData.org, 2013. Disponivel em: <https://ourworldindata.org/world-population-growth>. Acesso em: 06 junho 2020.

SIEFERLE, R. P. The Subterranean Forest: Energy Systems and the Industrial Revolution. Tradução de Michael P. Osman. Cambridge: The White Horse Press, 2001.

SMIL, V. The Earth’s Biosphere: Evolution, Dynamics, and Change. Cambridge: The MIT Press, 2002.

SORRELL, S. Reducing energy demand: A review of issues, challenges and approaches. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 47, 2015. 74-82.

WRIGLEY, E. A. Energy and the English Industrial Revolution. Philosophical Transactions of the Royal Society A 371: 20110568, 2013.

ZOU, C. et al. Energy Revolution: From a Fossil Energy Era to a New Energy Era. Natural Gas Industry B, 3, n. 1, 2016. 1-11.

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Sobre o autor | Igor Cordeiro é instrutor de energias renováveis na Inergial Energia Ltda.

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Introdução

Segundo o Plano Decenal de Expansão de Energia 2029 (PDE 2029), elaborado pelo Ministério de Minas e Energia (MME) e pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE), a expansão indicativa da oferta de energia elétrica virá predominantemente do gás natural, eólica, solar e da geração distribuída (GD). As fontes renováveis terão forte participação na expansão devido a competitividade em custo nivelado, mas precisarão ser equilibradas por usinas despacháveis (termelétricas a gás natural).

Embora o PDE seja apenas um indicativo de expansão, fatores externos podem alterar significativamente a análise. Recentemente, o efeito da pandemia da COVID-19 sobre o consumo de eletricidade é expressivo. No Brasil, nota-se queda considerável no consumo de eletricidade de consumidores industriais e comerciais e que deve ser recuperado apenas quando as atividades econômicas voltarem a normalidade em todo o País. O consumo de eletricidade dos consumidores residenciais, entretanto, aumentou pontualmente 6% em abril (EPE, 2020). Contudo, a expansão, ainda que em menor nível, deverá ainda ser positiva no decênio analisado.

Recursos Energéticos Distribuídos (RED)

Os RED são os recursos de geração e armazenamento de energia e incluem a geração distribuída (GD), eficiência energética, armazenamento com baterias, veículos elétricos e tecnologias de resposta da demanda. Alguns recursos são aplicados pelos consumidores de energia elétrica e estão ‘atrás do medidor’ (behind-the-meter).

Dada a natureza ainda incipiente dos RED em geral, o recurso mais proeminente no Brasil é a GD, sobretudo os sistemas de micro e minigeração distribuída (MMGD) fotovoltaicas que representam mais de 90% da GD (ANEEL, 2020a).

A Geração Distribuída no Brasil

Com a regulamentação da GD pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) desde 2012, aliado à queda substancial dos preços dos equipamentos que compõem os sistemas fotovoltaicos, o retorno do investimento encurtou e a GD ficou mais atrativa. Portanto, é esperado que a GD cresça pelo País rapidamente. Mas como?

Atualmente é improvável que se tenha sob domínio tantas variáveis para se determinar precisamente quando, o quanto e onde serão instalados novos geradores distribuídos.

Não conseguir responder essa pergunta com segura e certeza revela um grande desafio de planejamento, principalmente para as empresas distribuidoras de energia. Se elas soubessem com precisão como a potência de geração distribuída evoluiria em tempo e espaço nas suas redes, o planejamento do sistema de distribuição seria facilitado, mas esse não é o caso ainda.

Novos sistemas fotovoltaicos só se revelam para as distribuidoras no momento que elas recebem a solicitação de conexão. A partir desta solicitação as distribuidoras analisam o projeto e suas características. Dados como a capacidade do gerador, potência do inversor e localização são fundamentais para analisar o seu impacto sobre a confiabilidade de operação da rede, mais detalhadamente no alimentador. Caso a potência de geração possa ser acomodada, emite-se a autorização para instalação (parecer de acesso) e posterior conexão com a rede elétrica, mediante inspeção técnica.

A análise, entretanto, não precisa ocorrer após a solicitação. As distribuidoras podem analisar a sua capacidade de conectar (acomodar) sistemas de MMGD e antecipar possíveis impactos em sua rede, positivos ou negativos, indicando a potência máxima que ainda pode ser conectada. Essa análise determina o que é conhecida como Hosting Capacity, ou Capacidade de Hospedagem, em uma tradução literal.

Como o Capacidade de Hospedagem Pode Ajudar as Distribuidoras?

A Capacidade de Hospedagem (CH) é a potência de GD, ou qualquer outro RED, que pode ser conectado a uma rede elétrica de distribuição sem afetar a qualidade da energia fornecida antes que melhorias ou reforços precisem ser executados na infraestrutura elétrica.

Frequentemente, por exemplo, a capacidade máxima de hospedagem para a geração situada no cliente está na seção de um alimentador radial mais próximo de uma subestação e o valor mínimo está na seção de alimentador mais distante de uma subestação. Embora a GD fotovoltaica seja o atual foco da análise da CH – devido à sua penetração comparativamente alta – essa análise também pode avaliar a capacidade de hospedar outras tecnologias, como armazenamento distribuído e veículos elétricos. (McAllister, et al., 2019)

Um ponto de partida para se estimar a CH é conhecer qual a carga em uma localidade e quanto ela representa do máximo que pode ser suprido. A diferença é uma ‘disponibilidade’ que pode acomodar novos recursos distribuídos.

Como um sistema de distribuição pode servir consumidores com perfis de consumo distintos, é normal que algumas localidades tenham CH diferentes entre si. Além disso, a carga em uma localidade pode variar significativamente e qualquer estimativa – grosso modo – fica sujeita a grande incerteza.

Alta inserção de GD em uma localidade pode ter impacto negativo na rede causando sobretensão, variação na frequência e distorções harmônicas, prejudicando, portanto, a qualidade da energia. Assim, custos com melhorias e reforços de infraestrutura nessas localidades tenderão a ser antecipados pelas distribuidoras. Por outro lado, a mesma taxa de inserção pode aliviar alimentadores e transformadores em outras localidades, adiando custos.

A localização adequada da GD reduz as perdas do alimentador e diminui a carga dos transformadores. Em estudos de pesquisa, minimizar as perdas do alimentador adicionando GD geralmente é formulado como um problema de otimização. A situação mais benéfica ocorre quando a GD está conectada perto da carga que está sendo atendida. A integração das unidades com GD pode reduzir os riscos de sobrecarga, minimizar as perdas do sistema, estender a vida útil do equipamento da rede e melhorar as propriedades térmicas de alimentadores e transformadores (Ismael, et al., 2019).

À medida que melhorias são feitas, a CH aumenta. Assim, mais potência de GD pode ser adicionada com o tempo. A CH, então, não é um limite fixo e estático, mas um balanço dinâmico dependente da inserção de GD e de melhorias na infraestrutura ao longo de um período.

Na Califórnia, empresas de distribuição determinam a CH avaliando os seus alimentadores e usam isso para o planejamento do sistema de distribuição, que inclui apontar localidades ótimas para a instalação de geradores distribuídos. O resultado da análise da CH gera um mapa com dados, por exemplo, da capacidade de GD existente e a capacidade disponível para conexão em cada alimentador. Uma escala de cores indica a CH em quilowatts (kW) disponível naquele momento.

Distribuidoras em outros estados americanos têm utilizado mapas similares para indicar as suas CH. O método para o cálculo, os dados publicados e sua periodicidade de atualização variam para cada distribuidora e ainda não há consenso sobre quais critérios e parâmetros devem ser utilizados e padronizados para se determinar a CH.

A divulgação do mapa de CH é controversa. Alguns alegam que os dados são sensíveis demais para serem divulgados publicamente. Entretanto, a Hawaiian Electric Company adotou uma solução simples – o seu mapa (disponível publicamente) informa a capacidade como um percentual da disponibilidade. Área marcadas em vermelho indicam 5% ou menos de capacidade para hospedar novos geradores distribuidores; áreas em azul indicam 50% ou mais e apontam as localidades ótimas com muita disponibilidade.

No Brasil, a Cemig dá uma importante contribuição quando lançou publicamente em junho de 2020 o seu mapa de disponibilidade como ferramenta online para informar a disponibilidade de ligação para novas conexões de empreendimentos fotovoltaicos de geração distribuída (Cemig, 2020). O mapa da Cemig é uma iniciativa da empresa em conjunto com a Secretaria de Desenvolvimento Econômico de Minas Gerais para alavancar a GD nas áreas de concessão da distribuidora e indicar a capacidade da rede elétrica para conectar novos sistemas de minigeração. Em seu site a empresa diz “Além da facilidade na obtenção da informação, a ferramenta irá aumentar a transparência e agilidade nos estudos, além de direcionar os empreendedores para locais viáveis, com melhor aproveitamento dos ativos e redução de investimentos no sistema elétrico, o que consequentemente contribui para a modicidade tarifária”.

O mapa de disponibilidade contempla as mais de 400 subestações da Cemig e indica a disponibilidade das subestações por cores:

Verde – Há disponibilidade para atendimento;

Amarela – Disponibilidade está limitada ou condicionada a uma obra estruturante;

Vermelha – A capacidade de atendimento está 100% comprometida;

Cinza – A subestação está planejada para construção.

A Cemig acomoda quase 53 mil unidades consumidoras com geração distribuída, totalizando quase 657 MW (ANEEL, 2020b). A empresa é líder em GD no País com aproximadamente 20% de toda a capacidade instalada nacional (dados de 24 de julho de 2020).

Valor Locacional dos RED

À medida que a GD cresce na área de concessão de uma distribuidora, sua receita diminui gradualmente. O planejamento do seu sistema de distribuição é alterado e os custos com infraestrutura são eventualmente antecipados. Por isso, uma distribuidora pode ter interesse em saber como adiar custos de infraestrutura e se beneficiar da GD. Nesse sentido a CH é essencial para indicar quais localidades são ótimas para que a GD cresça mais rapidamente, adiando esses custos.

A capacidade de hospedagem sozinha poderá não ser suficiente para que consumidores queiram investir em MMGD. É preciso, então, atribuir valor ao benefício dos geradores distribuídos de uma certa localidade. Neste contexto, o valor locacional tem muita importância para sinalizar o valor de contribuição do gerador distribuído, incentivando a GD em localidades indicadas.

Com o potencial futuro alto nível de penetração da GD, as distribuidoras podem precisar instituir sinais de preços locacionais para indicar onde estão as localidades de menor custo para conexão (Howard, et al., 2012). O valor locacional dos recursos distribuídos é importante porque recursos estrategicamente localizados podem adiar upgrades na transmissão e na distribuição (McAllister, et al., 2019).

Determinar o valor locacional, entretanto, não é tarefa fácil. Com maior inserção de GD, sobretudo geradores fotovoltaicos com geração intermitente, o valor tenderá a variar no tempo e no espaço; o valor locacional terá granularidade mais fina e exigirá mais esforço de gestão e planejamento das distribuidoras. Assim como a CH, o valor locacional tenderá a ser diferente em cada localidade.

O componente mais importante do valor locacional é o valor postergado na infraestrutura e normalmente é expresso em $/kW, por ano (McAllister, et al., 2019). O valor locacional, entretanto, será maior se outras componentes foram consideradas e mensuradas como, por exemplo, o valor social (aumento do número de empregos no setor) e ambiental (emissão evitada de CO₂) do gerador distribuído.

Investimentos evitados em sistemas de transmissão ou compra evitada de energia despachada na geração centralizada (GC), que beneficiem a distribuidora, também podem ser considerados proporcionalmente no valor locacional, embora tais valores sejam mais difíceis de serem determinados.

A Experiência Internacional com o Valor Locacional

Nos EUA, os estados da Califórnia e Nova Iorque foram os que mais avançaram na análise sobre o valor locacional de RED. Na Califórnia o objetivo da análise foi entender onde os RED podiam adiar custos com a infraestrutura de rede, usando essas informações no planejamento das redes de distribuição. Em Nova Iorque a análise foi utilizada para criar tarifas e programas para incentivar a instalação em localidades preferenciais, além de incluir os benefícios nas tarifas de medição líquida de energia (McAllister, et al., 2019).

A CH e os benefícios locacionais dos RED são praticamente um consenso que devem integrar o cálculo do valor locacional enquanto outros benefícios mais subjetivos podem ser polêmicos. De qualquer forma, quanto mais componentes se analisa para compor o valor locacional, maior ele será.

Como o Valor Locacional pode Propor uma Revisão Diferente da REN 482?

Em 2018 o relatório de Análise de Impacto Regulatório (AIR) publicado pela ANEEL sugeriu alternativas para alterar o sistema de compensação de energia. A tarifa de fornecimento fora decomposta em várias componentes tarifárias e prossumidores locais deixariam de compensar a componente ‘fio B’, representada pela alternativa 1, e o custo de energia injetada seria equivalente a 28% da tarifa de fornecimento.

Em outubro de 2019 – às vésperas da data limite para revisão – a ANEEL publicou a sua proposta de revisão. Diferentemente do relatório de AIR, a proposta impõe custo de injeção equivalente a 62% da tarifa de fornecimento após gatilho de potência de 5,9 GW ou a partir de 2030, o que ocorrer primeiro.

Atualmente a compensação de energia é integral, incentivando a GD no País, mas a Agência e distribuidoras alegam que a regra não pode ser mantida. A ideia que ambas sustentam é a possibilidade de subsídio cruzado. Ainda, há o temor da chamada ‘espiral da morte’, conceito conhecido internacionalmente como spiral of death em que as receitas das distribuidoras – gradualmente decrescentes à medida que a GD se expande – são insuficientes para remunerar suas operações; portanto, tarifas aumentam e atraem mais prossumidores. No limite, as tarifas se tornam excessivamente caras e consumidores sem GD passam a subsidiar a expansão da infraestrutura de rede para acomodar mais prossumidores. Quando isso acontece as tarifas são distorcidas e o crescimento da GD não é sustentável e pode ter grande impactos em médio e longo prazo em termos financeiros para a sociedade como um todo.

A revisão da resolução normativa nº 482 de 2012 (REN 482) é polêmica e polariza opiniões. De um lado, a proposta da Agência considera o potencial efeito danoso da GD sobre as tarifas, distorcendo os preços da energia no varejo. As distribuidoras endossam a proposta e afirmam que a revisão é necessária para proteger a parcela de consumidores que não podem instalar geradores distribuídos. De outro, empresas de soluções em GD – essencialmente empresas da cadeia de valor da energia solar fotovoltaica – defendem a manutenção da regra, responsável pelo desenvolvimento sem precedentes do mercado e consequente geração de empregos.

A REN 482 define que reforços ou melhorias na rede e eventuais custos dessa natureza são exclusivos das distribuidoras, exceto em caso de geração compartilhada e minigeração; essa última, acima de 75 kW. Outros custos como a análise de projetos submetidos para conexão à rede elétrica, emissão de parecer de acesso, substituição de medidor de energia (por outro bidirecional) e o gerenciamento da fatura do prossumidor, computando a energia injetada na rede, também são exclusivos das distribuidoras.

É provável, contudo, que as distribuidoras não queiram custear integralmente esses upgrades e custos de integração, repassando-os parcial ou integralmente aos consumidores através de aumentos na tarifa de fornecimento.

No Brasil, sistemas fotovoltaicos residenciais representam quase ¾ da quantidade de geradores distribuídos enquanto instalações comerciais (empresas) concentram aproximadamente 40% da capacidade total instalada (ANEEL, 2020c). Por isso, um ponto de partida para as distribuidoras é instituir preços locacionais para empresas, que têm maior chance de instalar geradores distribuídos mais potentes.

A REN 482 seguramente precisa ser revisada, não para restringir os incentivos para os prossumidores, mas principalmente para prever certa flexibilidade para que distribuidoras possam conceder descontos ou menores custos de injeção àqueles consumidores cujos geradores distribuídos possam eventualmente postergar investimentos. Assim, a resolução revisada indicaria regras e condições que poderiam ser flexibilizadas em programas específicos das distribuidoras, desde que ofereçam ganhos claros para prossumidores e não prejudiquem consumidores sem GD.

Caso, hipoteticamente, o custo de injeção determinado pela REN 482 seja de 42% da tarifa, a distribuidora poderia reduzir esse valor em localidades de sua preferência para, por exemplo, 30%, 20% ou até 0%. A REN 482, portanto, atuaria como regra geral de âmbito nacional, mas flexível nas áreas de concessão à critério das próprias distribuidoras.

Esquemas de tarifação eficientes reduzem distorções mantendo o sinal econômico, conectando-o com os preços no atacado e melhorando os incentivos para expansão da GD (Barroso, 2019). A tarifa de fornecimento continuaria regulada para cada distribuidora e região, garantindo modicidade tarifária para os consumidores sem GD, mas os prossumidores perceberiam essa flexibilidade como incentivo. A flexibilização pode ser temporária, desde que previamente comunicada e acordada com os prossumidores, e validada de acordo com o planejamento das distribuidoras.

Os programas podem incluir descontos fixos por capacidade instalada ou proporcional por kWh injetado em função do dia do ano e hora do dia, aumentando a granularidade dos preços em tempo e espaço. Os descontos seriam dinâmicos, ou seja, os valores podem variar à medida que a GD evolui e altera a CH ou as projeções de custos de infraestrutura e poderiam, até mesmo, eventualmente cessar depois de um certo período. Por isso, conhecer o valor locacional dos recursos distribuídos é fundamental para a expansão sustentável da GD nos aspectos técnicos, financeiros e social.

Os Desafios da Geração Distribuída Brasileira

Desde que haja isonomia entre recursos centralizados e recursos distribuídos, ambos podem competir para adicionar capacidade no sistema elétrico nacional. Resposta da demanda e armazenamento, por exemplo, poderiam participar de mercados de capacidade e serviços ancilares (MME/EPE, 2020).

Em um ambiente de contratação livre – inclusive para consumidores de baixa tensão – a parcela de energia injetada se torna comercializável para compra e venda entre consumidores em transações ‘peer-to-peer’ (MME/EPE, 2020). Nesse sentido, a GD se expandiria além do aspecto de economia para o prossumidor, mas também o tornaria um ator importante para o sistema de distribuição da sua região. Com o amadurecimento da GD em todo o País, os prossumidores terão papel fundamental no sistema elétrico como um todo.

Outro aspecto relevante da energia solar fotovoltaica é o seu valor de capacidade (VC) que é a contribuição em potência que o recurso renovável pode oferecer firmemente para o sistema. O valor pode ser indicado em Watts (W) ou em valor percentual da potência nominal. Isso significa que além da geração de certa quantidade de energia (kWh) em um dado período, os geradores distribuídos a partir de recursos renováveis, e portanto, intermitentes, podem ter sua contribuição em potência estimada para se conhecer sua real contribuição no suprimento da carga.

Considerações Finais

A expansão da GD atualmente não é confortável para as distribuidoras que têm custos para analisar projetos e conectar prossumidores em suas redes. A REN 482 inicialmente criou condições favoráveis para incentivar a GD e é evidente que, agora, precisa de reformas.

É justo que os custos de análise de projeto e conexão sejam repassados diretamente para o prossumidor, ao mesmo tempo que os benefícios técnicos de cada gerador distribuído também sejam valorados, mesmo que isso não seja homogêneo em todas as condições ou em qualquer região do País.

A experiência internacional com a capacidade de hospedagem e o valor locacional pode ser um ótimo guia, embora seja necessário esforço adicional para entender regionalidades e adaptá-las em contexto nacional. Conhecer o valor locacional da GD é fundamental para que as distribuidoras saibam quantificar os benefícios em cada localidade. Programas de incentivo que oferecem descontos na fatura ou tarifa podem atrair novos geradores distribuídos.

A GD pode continuar crescendo sustentavelmente, sendo boa técnica e economicamente para as distribuidoras, prossumidores e consumidores sem GD. Desconsiderar os benefícios potenciais da GD neste momento pode negligenciar oportunidades no futuro.

Referências

ANEEL. (2012). Resolução Normativa n° 482. Fonte: Disponível em http://www.aneel.gov.br/cedoc/ren2012482.pdf

_____ (2015). Resolução Normativa n° 687. Fonte: Disponível em http://www.aneel.gov.br/cedoc/ren2015687.pdf

_____ (2018). Relatório de Análise de Impacto Regulatório nº 0004/2018. Acesso em 17 de maio de 2020, disponível em https://www.aneel.gov.br/impacto-regulatorio

_____ (2020). Unidades Consumidoras com Geração Distribuída – Resumo por Tipo de Geração. Acesso em 24 de julho de 2020, disponível em http://www2.aneel.gov.br/scg/gd/GD_Fonte.asp

_____ (2020). Unidades Consumidoras com Geração Distribuída – Resumo por Distribuidora. Acesso em 13 de julho de 2020, disponível em http://www2.aneel.gov.br/scg/gd/GD_Distribuidora.asp

_____ (2020). Unidades Consumidoras com Geração Distribuída – Resumo por Classe de Consumo. Acesso em 24 de julho de 2020, disponível em http://www2.aneel.gov.br/scg/gd/GD_Classe.asp

Barroso, L. A. (2019). Expansão da Oferta no Brasil: Geração Centralizada x Distribuída. São Paulo. Fonte: Disponível em http://www.brazilenergyfrontiers.com/

Cemig. (2020). Cemig cria ferramenta para indicar disponibilidade de novas conexões fotovoltaicas de GD. Acesso em 13 de julho de 2020, disponível em http://www.cemig.com.br/sites/Imprensa/pt-br/Paginas/29.06.20-cemig-cria-ferramenta-para-indicar-novas-conexoes-fotovoltaicas-de-gd.aspx

EPE. (2020). Resenha Mensal do Mercado de Energia Elétrica (n° 150, 151, 152 e 153). Acesso em 12 de julho de 2020, disponível em epe.gov.br

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Howard, B., Parshall, L., Thompson, J., Hammer, S., Dickinson, J., & Modi, V. (2012). Spatial Distribution of Urban Building Energy Consumption by End Use. Energy and Buildings, pp. pp. 141-151.

Ismael, S. M., Abdel Aleem, S. H., Abdelaziz, A. Y., & Zobaa, A. F. (2019). State-of-the-Art of Hosting Capacity in Modern Power Systems with Distributed Generation. Renewable Energy 130, pp. 1002-1020.

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Sobre o autor | Igor Cordeiro é instrutor de energias renováveis na Inergial Energia Ltda.

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As fontes renováveis vêm protagonizando uma mudança importante no setor elétrico. Com custo nivelado inferior às fontes fósseis, a energia solar, em especial, tornou-se uma fonte barata e contribui para a descarbonização da geração de energia, ao mesmo tempo que impulsiona a geração distribuída, descentralizando o sistema elétrico. Com o crescimento de prossumidores conectados às redes elétricas, as empresas de distribuição de energia são diretamente impactadas por esta nova dinâmica setorial. Devido à variabilidade de geração descentralizada, fundamentalmente fotovoltaica, novas tecnologias digitais são empregadas para responder às demandas locais. O equilíbrio econômico-financeiro desse setor, e o seu desenvolvimento sustentável, requer novo arcabouço regulatório. Descentralização, descarbonização e digitalização são os vetores de transformação do setor de distribuição de energia elétrica brasileiro.

Transformação a Vista

O setor elétrico mundial passa por grandes transformações. Há pressões cada vez maiores para que a matriz de geração elétrica dos países seja descarbonizada, não apenas pelo fato de que as fontes fósseis são recursos limitados, mas principalmente porque a humanidade está diante de uma mudança climática global iminentemente irreversível. De acordo com o Global Footprint Network, é necessário 1,75 planeta Terra para balancear os recursos que a humanidade demanda atualmente. Um desequilíbrio que só cresce.

Antes do surgimento da indústria petrolífera (há 150 anos, aproximadamente) a pegada de carbono da humanidade era quase zero. Embora o petróleo tenha proporcionado desenvolvimento notável para muitas nações, o seu legado ambiental é perturbador: atualmente a pegada de carbono contribui com 60% da pegada ecológica, que quantifica a demanda pela biocapacidade do planeta para prover os recursos naturais à vida e absorver os resíduos gerados, principalmente para sequestrar o CO₂ emitido pelas atividades humanas.

Descarbonizar o setor elétrico, portanto, é um compromisso que muitos países assinaram e ratificaram no Acordo de Paris (2015) – e em muitas outras conferências anteriores sobre a mudança climática – além de ser uma necessidade premente.

Há outro fator que motiva a descarbonização?

Segundo a Agência Internacional de Energia Renovável (IRENA, na sigla em inglês), o custo nivelado da eletricidade de fontes renováveis tais como, biomassa, hídrica, solar, eólica e geotérmica, atingiu níveis competitivos históricos comparado às fontes fósseis para geração centralizada. Fontes renováveis, portanto, representam agora a solução mais barata de geração e têm permitido que as novas adições de capacidade sejam majoritariamente renováveis. No caso brasileiro, por exemplo, o leilão de geração A-4 de 2018 contratou 1 GW, distribuídos em 39 empreendimentos. Deste total, 29 empreendimentos foram de energia solar e 4 de parques eólicos, negociados com preço médio final de R$ 118,07/MWh e R$ 67,60/MWh, respectivamente (ANEEL, 2018). Os destaques do leilão foram as fontes solar e eólica, que dominaram a quantidade de empreendimentos e despontaram como as fontes mais baratas de geração.

Já no leilão A-4 de 2019, foram contratados 401,6 MW em 15 empreendimentos, 6 de solar e 3 de eólica, negociados com preço médio final de R$ 67,48/MWh e R$ 77,99/MWh, respectivamente (CCEE, 2019). O destaque neste leilão foi a fonte solar que surpreendeu com deságio médio de 75,6% em relação ao preço inicial estipulado de R$ 276/MWh e se tornou a fonte mais barata de energia no Brasil e no mercado internacional, com menor preço registrado, equivalente a US$ 17,02/MWh. Antes, o menor preço era mexicano, cotado a US$ 19,70/MWh.

A descarbonização não é apenas uma tendência dada a necessidade de se cumprir os termos de acordos climáticos, mas uma consequência natural da busca por soluções mais baratas e competitivas de geração de eletricidade. E a vantagem de custos, principalmente da energia solar, deriva do aprimoramento tecnológico e do ganho de escala. A queda abrupta dos preços dos módulos solares nos últimos anos impulsionou a energia solar como jamais visto, ao mesmo tempo que a eficiência dos módulos continua evoluindo.

A tecnologia empregada na energia solar permitiu que unidades de potência muito pequenas pudessem ser empregadas para conversão energética sem grandes infraestruturas de suporte e transmissão, levando a geração de pontos centrais para onde a energia é consumida (geração junto à carga). Devido à natureza distribuída da energia solar, a geração distribuída (GD) tem forte apelo entre os consumidores, principalmente residenciais.

Desde a sua regulamentação pela ANEEL em 2012, a GD acumula 143.752 unidades consumidoras com micro ou minigeração distribuída a partir de fontes renováveis (CGH, eólica, solar fotovoltaica ou térmica à biomassa), mas 99,7% delas com solar e contribuindo com 91% da capacidade instalada. Os consumidores residenciais respondem aproximadamente por ¾ do total de “prossumidores” (consumidores-geradores) e as instalações comerciais somam mais de 40% da capacidade total de GD.

A energia solar se difunde rapidamente porque é a solução mais barata para geração própria de eletricidade e muito versátil para diferentes perfis de consumo. Mesmo na GD, o custo da energia gerada por um sistema fotovoltaico para autoconsumo é significativamente menor à tarifa de fornecimento local, ainda que considerado uma taxa de desconto compatível com a taxa Selic. Além disso, a energia solar é definitivamente um investimento: devolve o capital próprio investido de 4 a 7 anos, enquanto a geração pode durar ainda mais 20 anos depois desse prazo. Sem requisitar, na maioria das vezes, espaço adicional e infraestrutura, a energia solar deve ainda crescer muito no Brasil, dominando quase que absolutamente a GD no país. Expansões de capacidade têm custo marginal bem menor que a geração centralizada e tendem a deixar os consumidores menos sensíveis aos aumentos de tarifas. Segundo o último Plano Decenal de Expansão de Energia publicado em 2018, em 2027 haverá 1,35 milhão de adotantes de sistemas de micro ou minigeração distribuída, totalizando 11,9 GW, que exigirão quase R$ 60 bilhões em investimentos ao longo do período (MME/EPE, 2018).

Quais São os Impactos da GD no Setor de Distribuição de Energia Elétrica?

A GD está empurrando a geração para as bordas (para o consumidor final) a partir do centro (da geração centralizada), descentralizando o setor elétrico à medida que cresce o número de prossumidores conectados às redes elétricas de distribuição. Em pouco tempo o modelo tradicional de geração, fundamentalmente centralizado, passará a ter um novo modelo – mais participativo – e o sistema elétrico tenderá a ficar mais interconectado e complexo de ser gerenciado. A GD impõe, contudo, dois grandes desafios técnicos: a natureza intermitente das fontes renováveis e o fato de que a geração não poder ser despachada pelo operador do sistema. Novas tecnologias de armazenamento podem, entretanto, contornar e superar esses desafios técnicos, tornando a geração passiva em inteligente. As baterias podem armazenar eletricidade em momentos quando o excesso de geração seria exportado para a rede elétrica, poupando o sistema de distribuição de picos de fluxo energético, especialmente por prossumidores residenciais que tendem a ter um fator de simultaneidade (consumo e geração simultâneos) muito baixo. A gestão eficiente de todo o sistema será realizada do centro para as bordas e das bordas para o centro. A inteligência do sistema será descentralizada, processando dados provenientes dos geradores e dos consumidores, simultaneamente, e em fluxos multidirecionais de comunicação. Não será apenas as tecnologias inovadoras que permitirão isso, mas principalmente suas associações simbióticas, inclusive para comercialização dentro de microrredes, entre consumidores e geradores locais, quebrando, em parte, o monopólio natural das empresas distribuidoras.

Tamanha transformação também impõe desafios para a regulamentação e fiscalização. A Resolução Normativa n° 482/2012, que regulamenta a GD, nunca foi tão debatida pelas distribuidoras, pela ANEEL, pelos empresários e pelos prossumidores – estes últimos outrora consumidores cativos que experimentaram os equívocos das políticas do setor que culminaram no “apagão” de 2001 e os aumentos desproporcionais das tarifas. A modicidade tarifária é obtida de forma mais prática com o crescimento da GD do que com políticas públicas do setor ou concessões para grupos privados. Aqui, por outro lado, vale uma análise dos benefícios reais da GD frente ao risco do subsídio cruzado relatado pelas distribuidoras de energia. As distribuidoras clamam pela revisão da resolução com relação ao sistema de compensação de energia que atualmente compensa de forma integral a energia excedente do prossumidor injetada na rede. As distribuidoras alegam que precisam ser mais bem remuneradas pelo uso do “serviço fio”, caso contrário, precisam repassar custos de operação e manutenção das suas redes para a tarifa. O aumento das tarifas estimula o aumento de prossumidores e assim, mais uma vez, as tarifas precisam ser reajustadas, onerando o consumidor sem GD.

Como a Digitalização Pode Ajudar o Setor de Distribuição de Energia Elétrica?

Em 2012, 90% de todos os dados que já existiram no mundo haviam sido criados apenas 2 anos antes. A Internet das Coisas (IoT, na sigla em inglês), não irá desacelerar este passo, pelo contrário, espera-se que os dispositivos “smart” se multipliquem muito rapidamente, passando de 2 bilhões em 2016 para 200 bilhões em 2020 (INTEL, 2016). Esses dispositivos ou sensores irão coletar grandes volumes de dados (Big Data) nos processos industriais, comerciais e em nossas casas e com isso espera-se que muitos serviços possam ser automatizados usando-se tecnologias de Inteligência Artificial (IA), análise de dados (Data Analysis) e Blockchain. A digitalização de processos de negócios abre caminho para novos modelos, rompendo os tradicionais:

“Seguindo os passos da tecnologia da informação, a disrupção da energia e transporte está se movendo rapidamente em direção a um modelo de energia participativa. Estamos caminhando para uma arquitetura distribuída de produção e uso de energia possibilitada por software, sensores, inteligência artificial, robótica, smartphones, internet móvel, big data, analítica, satélites, nanotecnologia, armazenamento de eletricidade, ciência de materiais e outras tecnologias de aprimoramento exponencial”. (SEBA, 2014:12).

O maior potencial da digitalização é a sua habilidade de romper barreiras e aumentar a flexibilidade do sistema como um todo (IEA, 2017). Ou ainda:

“À medida que a digitalização avança, um sistema altamente interconectado pode emergir, obscurecendo a distinção entre fornecedores e consumidores tradicionais, com oportunidades crescentes de mais comércio local de energia e serviços de rede. À medida que essa infraestrutura física evolui e as funções dos acionistas mudam, as redes centralizadas e os proprietários e operadores das redes de transmissão continuarão a fornecer a espinha dorsal que equilibra o sistema elétrico geral.
[…] A eletrificação contínua dos serviços de energia em todos os setores de uso final, notadamente os transportes, e o crescimento de fontes de energia descentralizadas – o que aconteceria mesmo sem as tecnologias digitais – são os outros fatores. Mas a digitalização – particularmente o crescimento da conectividade entre geradores, operadores de rede e consumidores finais – está apoiando essas tendências e ajudando a acelerar a transformação do sistema elétrico e o estabelecimento de novos modelos de negócios. Ao permitir a troca de informações operacionais em tempo real entre equipamentos em qualquer parte do sistema de energia, as ineficiências dentro de cada setor são removidas, melhorando a confiabilidade e diminuindo os custos, à medida que consumidores e geradores respondem instantaneamente para mudar as condições do mercado”. (IEA, 2017:84-86).

A digitalização do setor elétrico, então, promoverá um novo equilíbrio de negócios do mercado de energia visto que os sistemas de energia precisarão se adequar para fornecer eletricidade para setores que serão continuamente eletrificados, como o de transportes. Veículos elétricos (EV, na sigla em inglês) se multiplicam rapidamente nos países desenvolvidos e ameaçam os veículos à combustão. O custo operacional de um EV é nitidamente uma fração do custo operacional do seu equivalente à combustão. Em poucos anos o custo da bateria pode cair para US$ 100/kWh e o custo de US$ 50/kWh pode ser uma meta para 2030. (IRENA, 2016). Em pouco tempo um EV será uma opção mais barata que os veículos tradicionais. A eletrificação do transporte doméstico e individual impactará muito o setor elétrico. Em 2030, o transporte será a maior fonte de nova receita de venda de eletricidade. (Fox-Penner, 2018).

No Brasil, projeções apontam que ganhos de eficiência energética em diferentes tecnologias podem impulsionar a venda de veículos híbridos e elétricos e que, em 2050, a presença deles poderá ser de 20% a 41% da frota nacional. (EPE, 2013).

Considerações Finais

A expansão da geração de energia com fontes renováveis é inevitável devido à pressão global para o desenvolvimento econômico em baixo carbono. Aliada ao custo mais baixo, a expansão da energia eólica não encontra resistência para a geração centralizada. A energia solar, por sua vez, deverá crescer sobretudo entre os consumidores residenciais, impulsionando a descentralização do sistema elétrico através da geração distribuída.

A digitalização acomodará a descentralização da geração propiciando o gerenciamento de um sistema elétrico mais complexo, mas também mais participativo com troca de dados e informações para equilibrar tecnicamente o sistema e permitir transações comerciais entre geradores e consumidores locais.

Descentralização, descarbonização e digitalização são vetores de transformação que apontam para um novo modelo energético que mudará sobremaneira o mercado de distribuição de energia elétrica nos próximos anos. Para tanto, um novo arcabouço regulatório e uma nova visão institucional para o setor elétrico são fundamentais.

Referências

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Fox-Penner, Peter. “The Implications of Vehicle Electrification”. In: Sivaram, Varun. Digital Decarbonization: Promoting Digital Innovations to Advance Clean Energy Systems. Nova Iorque: The Council on Foreign Relations | Maurice R. Greenberg Center for Geoeconomic Studies, 2018, pp. 55-62.

Global Footprint Network. Ecological Footprint. Disponível em https://www.footprintnetwork.org/our-work/ecological-footprint/. Acesso em 16 de outubro de 2019.

IEA. Digitalization & Energy. 2017.

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Marr, Bernard. How Much Data Do We Create Every Day? The Mind-Blowing Stats Everyone Should Read. 21 de maio de 2018. Forbes. Disponível em https://www.forbes.com/sites/bernardmarr/2018/05/21/how-much-data-do-we-create-every-day-the-mind-blowing-stats-everyone-should-read/#42b78bd960ba. Acesso em 1° de julho de 2019.

MME/EPE. Plano Decenal de Expansão de Energia 2027. 2018.

Seba, Tony. Clean Disruption of Energy and Transportation. 1ª Edição. Silicon Valley: Clean Planet Ventures, 2014.

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Sobre o autor | Igor Cordeiro é instrutor de energias renováveis na Inergial Energia Ltda.

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A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) decidiu pela abertura de mais uma consulta pública, referente à Audiência Pública nº 001/2019, para receber contribuições, de 17 de outubro a 30 de novembro, sobre a sua proposta de revisão da resolução que regulamenta a geração distribuída (GD).

A micro e a minigeração distribuídas foram regulamentadas no Brasil em 2012 pela ANEEL através da Resolução Normativa (REN) n° 482, que instituiu o modelo de net-metering no País. Em 2015, o regulamento foi aprimorado, de modo a tornar o processo de conexão mais célere e ampliar o acesso à geração distribuída para um número maior de unidades consumidoras. Atualmente, a resolução permite a conexão de geradores de até 5 MW na rede de distribuição, a partir de fontes renováveis de energia ou cogeração qualificada (MME/EPE, 2018).

Na prática, a GD é composta por 99% de micro e minigeradores solares fotovoltaicos para geração própria de eletricidade em algumas modalidades, entre as mais usuais estão: (i) autoconsumo – geração na própria unidade consumidora – (84%), (ii) autoconsumo remoto (15%) e (iii) geração compartilhada (0,3%).

Como os aspectos técnicos já haviam sido aprimorados anteriormente, o enfoque da nova revisão, que passará a vigorar em 2020, será o aspecto econômico e a forma de compensação de energia. Em 2018 uma proposição de revisão criou alternativas (da alternativa 0 a alternativa 5) para o Sistema de Compensação de Energia, que passaria a faturar, sobre toda a energia consumida da rede (inclusive os créditos de energia), progressiva e acumuladamente, diferentes componentes tarifárias.

As alternativas citadas remuneram as empresas distribuidoras de energia elétrica caso o excedente de geração seja injetado na rede elétrica. Os prossumidores (consumidores-geradores com GD) pagariam pelo uso da rede porque ela passa a ter mais uma função para os sistemas conectados à rede: operar como uma espécie de “bateria” ou “sistema de armazenamento” virtual.

No relatório de Análise de Impacto Regulatório (AIR) publicado pela Agência em 2018, simulou-se manter a alternativa 0 (regra atual) por 10 anos para instalações novas até que GD local (geração no local para autoconsumo) atingisse 3,365 GW. Depois deste gatilho de potência as novas instalações passariam a compensar diretamente pela alternativa 1. As instalações existentes permaneceriam na alternativa 0 por 25 anos, tempo útil estimado de geração fotovoltaica, garantindo segurança regulatória para os primeiros adotantes da GD.

Para as micro e minigerações com compensação remota (geração longe do consumo) ou simplesmente GD remota, a análise sugeriu que o equilíbrio econômico seria desfeito em poucos anos e propôs dois gatilhos: 1,25 GW e 2,13 GW, esperados inicialmente para 2022 e 2025, respectivamente. O primeiro gatilho mudaria a compensação para a alternativa 1 e o segundo gatilho para a alternativa 3. Os detalhes desta sugestão podem ser vistos na figura abaixo e lidos no artigo “Revisão da REN nº 482: Impactos para a Geração Distribuída e para a Energia Solar”.

O mercado reagiu à sugestão do relatório de AIR principalmente pela adoção de gatilhos que representam baixa penetração da GD no sistema elétrico. A maioria das reações criticou as regras para a GD remota que, em algumas regiões, teriam redução significativa da sua Taxa Interna de Retorno (TIR), inviabilizando muitos projetos. Na GD local, embora também exista redução da TIR, os prossumidores estariam menos sensíveis à essa redução e o período de retorno, ou payback, não aumentaria demasiadamente.

A revisão da resolução estava prevista desde 2015 e, com o prazo se esgotando, a ANEEL abriu outra consulta pública e publicou a sua proposta de revisão no dia 15 de outubro. Através de 6 infográficos de sua autoria, a Agência resumiu o crescimento da GD e justificou a sua proposta da seguinte forma.

A proposta, entretanto, espantou o mercado de GD porque ela é bem menos favorável comparado à sugestão de 2018. Houve um descompasso entre a expectativa gerada nas consultas públicas anteriores e a proposta publicada. A Agência simplesmente levou ao extremo a mudança da regra frustrando prossumidores e empresas recentemente estabelecidas para atender o mercado de GD, essencialmente pautado nas instalações fotovoltaicas.

Na GD local as instalações existentes continuariam na regra atual (alternativa 0), mas o período de transição seria menor, até 31 de dezembro de 2030. A partir daí a mudança na regra de compensação salta diretamente para a alternativa 5. Para novas instalações, a partir da publicação da resolução revisada, a alternativa 2 passará a valer imediatamente e o salto para a alternativa 5 será a partir de um novo gatilho de 5,9 GW, ou 2030, o que ocorrer primeiro. Com esta proposta, o período de transição da alternativa 2 para a 5 será, no máximo, de 11 anos para as novas instalações. Para as instalações existentes a garantia da regra atual por 25 anos foi frustrada e será, no máximo, de 19 anos (considerando a instalação mais antiga conectada em 2012).

A proposta é ainda mais dura com a GD remota porque não há período de transição ou gatilho. As novas instalações passarão a compensar diretamente pela alternativa 5 e o investimento deixa de ser atrativo em muitos projetos. Segundo os cálculos da ANEEL, o payback descontado médio para entrantes em 2020 seria de 26 anos tanto no cenário mais provável quanto no máximo. (CanalEnergia, 2019).

A geração distribuída já está madura?

Atualmente a GD conta com 130.338 micro ou minigeradores distribuídos pelo território nacional totalizando 1.653 MW de capacidade, equivalente a 1% da capacidade em geração centralizada (GC). Desses, 129.982 são fotovoltaicos e ¾ são prossumidores residenciais.

Apesar do crescimento exponencial da GD nos últimos anos, quase metade da potência instalada se concentra apenas em 3 estados brasileiros (MG, SP e RS). Na classificação estadual, os 13 últimos estados, juntos, contribuem apenas com 10% da potência instalada nacional.

Atualmente existem 83 milhões de unidades consumidoras no País (referência de 2018) de acordo com os dados compilados pela Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (ABRADEE). A quantidade de prossumidores, portanto, é uma ínfima parte deste número; apenas 0,15%.

Mesmo com muito potencial para expansão a Agência afirma que a GD já está amadurecida no País.

“O diretor relator do processo destacou que a medida permitirá o avanço responsável da modalidade geração distribuída, que permanece atrativa, sem gerar passivos para os demais consumidores. “A proposta em consulta reconhece que a geração distribuída veio para ficar, que a modalidade está crescendo exponencialmente e alcançou a maturidade, portanto, é tempo de revisarmos o normativo para mais adiante não termos um efeito colateral negativo ao sistema elétrico”, completou o diretor.” (ANEEL, 2019).

A expansão da GD foi notável nos últimos anos, mas ainda está fortemente concentrada nas regiões Sul e Sudeste. É difícil entender como se pode considerar que se alcançou a maturidade se 7 estados brasileiros sequer têm 1.000 instalações. A taxa de crescimento seria nula ou muito pequena se a GD estivesse madura. O crescimento exponencial indica o contrário.

O risco de subsídio cruzado e distorções de preço

O subsídio cruzado ocorre quando um grupo de consumidores paga mais para subsidiar outro grupo de consumidores quando todos, de certa forma, usam ou tem acesso ao mesmo produto e à mesma prestação de serviço, neste caso o fornecimento de energia elétrica.

Para a ANEEL, há risco de subsídio cruzado. Ou seja, consumidores dependentes exclusivamente da rede custeiam prossumidores no uso da rede.

“O regulador precisa equilibrar a regulamentação de modo que os consumidores que dependem exclusivamente da rede não sejam afetados por consumidores que geram a sua própria energia. Deve haver uma alocação justa de custos.” (ANEEL, 2019).

O conceito que sustenta esta afirmação é de que, para acomodar a expansão da GD através de sistemas conectados às redes de distribuição, as empresas distribuidoras de energia precisam investir na expansão, em melhorias e reforços das suas redes ocasionando eventual elevação de custos que seriam repassados aos consumidores por meio do aumento da tarifa. Por isso, investir na geração própria de eletricidade fica mais atrativo, levando mais consumidores a conectar sistemas à rede e, como em um ciclo vicioso, a tarifa aumenta novamente.

A Secretaria de Avaliação, Planejamento, Energia e Loteria do Ministério da Economia (SECAP) em documento publicado este ano diz que a energia injetada na GD distorce o preço da energia gerada na GC

“A energia injetada pelos prossumidores durante os momentos ensolarados é consumida pelas demais unidades consumidoras da área de concessão, que, na prática, “pagam” por essa energia um preço que não condiz com o preço de compra praticado pelas distribuidoras nos leilões, distorcendo o preço da energia elétrica regulada.” (SECAP, 2019).

O Ministério de Minas e Energia (MME) e a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) também se manifestaram sobre a compensação da GD no Plano Decenal de Expansão de Energia 2027 (PDE 2027) publicado em 2018.

“Adicionalmente, o modelo de compensação de energia (net-metering), em conjunto com tarifas 100% volumétricas acabam dando sinais econômicos “fictícios” ao gerador distribuído. Isso porque parcelas do custo da rede, custos de programas setoriais e impostos são incluídos na “receita” do gerador, embora o seu “valor” para o sistema não seja equivalente. Portanto, idealmente a remuneração da geração distribuída injetada na rede deve ser dissociada da fatura de consumo da unidade. Dessa forma, garante-se que a remuneração seja explícita pela energia e serviços entregue de acordo com seu local e horário – facilitando a comparação com a geração centralizada –, e que os demais custos cobertos pelas tarifas continuem sendo pagos pelo consumidor.” (MME/EPE, 2018).

Seguindo a lógica anterior, a GD seria muito benéfica economicamente para prossumidores, mas muito maléfica para a parcela de consumidores com menor poder aquisitivo, tornando o consumo de eletricidade extremamente oneroso. Em um cenário extremo os consumidores que dependem exclusivamente da rede subsidiariam a manutenção e o crescimento da GD. As empresas distribuidoras de energia também endossam a afirmação de risco de subsídio cruzado e o aumento da tarifa para não-prossumidores.

Embora os argumentos de subsídio cruzado pautem a revisão da resolução, a quantidade de sistema conectados à rede é muito pequeno para justificar o argumento ex ante, carecendo de análise quantitativa. Para detalhar o assunto cabe uma pergunta: Quanto aumentaria a tarifa média, por região, ou distribuidora, em função da quantidade de sistemas de micro e minigeração conectados ou da sua potência instalada?

Benefícios da GD e mitigação local de problemas setoriais

Desde 2015 as faturas de eletricidade dos consumidores brasileiros cobram as bandeiras tarifárias, um adicional tarifário que entrou em vigor desde a crise hidrológica iniciada em 2014. Com o recurso hídrico escasso, a geração termelétrica, mais custosa, passou a suprir o déficit de geração hidrelétrica, onerando os consumidores.

A energia injetada pelo prossumidor é consumida muito próxima do ponto de injeção, provavelmente no consumidor vizinho. Tal quantidade de energia é cobrada pela distribuidora local como se a eletricidade tivesse sido gerada a dezenas ou centenas de quilômetros dali, incluindo as perdas e encargos baseados no modelo tarifário de GC, inclusive a bandeira tarifária.

O primeiro benefício imediato da GD é a geração limpa de eletricidade, poupando combustíveis para as termelétricas e água dos reservatórios das hidrelétricas. Então, por que a energia injetada é cobrada com bandeiras tarifárias quando faturada para outro consumidor local?

Outra benesse é a postergação de investimentos em linhas de transmissão. Com a descentralização da geração as perdas técnicas tendem a cair e beneficiam tecnicamente o sistema elétrico de distribuição. Se por um lado a proposta cobrará pela energia injetada, por outro a energia injetada deve ser remunerada pela redução de perdas técnicas locais. Mas isso não está previsto na revisão.

O atual modelo tarifário não comporta adequadamente o Sistema de Compensação pelo seu impacto social dito negativo, subjetivamente; ao mesmo tempo o modelo é injusto por não considerar as virtudes ambientais e técnicas. Ao invés de modificar ou propor adequações no modelo tarifário atual, condena-se a GD.

Quais os impactos da proposta para a GD?

Para simular uma aplicação real, considerou-se uma tarifa de fornecimento hipotética (TE+TUSD) com impostos de R$ 0,80 por kWh, com as componentes tarifárias distribuídas da seguinte maneira para consumidores residências em baixa tensão (grupo B1).

Se tomarmos um exemplo de um prossumidor residencial (com microgerador fotovoltaico), capaz de gerar, em média, 200 kWh mensais e, consumo total da residência de 300 kWh, podemos simular a economia mensal na regra atual e naquela recentemente proposta.

Pela regra atual de compensação integral, a fatura de energia é de (300-200) kWh multiplicado pela tarifa de fornecimento, o que resulta em R$ 80,00. Neste caso não importa quanta energia foi injetada e a economia é dada pela simples razão da geração fotovoltaica pelo consumo total (200 kWh/300 kWh) ou 66,7%. Sem GD essa residência pagaria R$ 240,00 (300 kWh · R$ 0,80/kWh) de eletricidade.

Para entender o impacto financeiro da proposta de revisão, é preciso conhecer o perfil de consumo do prossumidor para estimar quanta energia gerada será injetada. Aqui entra um conceito importante conhecido como fator de simultaneidade. Ele indica quanta energia gerada consegue ser consumida instantaneamente pelo prossumidor. Em consumidores residenciais o fator de simultaneidade é tipicamente baixo, entre 30% e 40%. Isso decorre que o consumo residencial está concentrado em horários de ponta (maior consumo) e, portanto, desalinhados com a geração fotovoltaica típica das 6h às 18h, fora da ponta. Considerando um fator de simultaneidade de 36%, 128 kWh dos 200 kWh gerados serão injetados na rede. A figura abaixo mostra o perfil de geração, injeção e consumo com valores diários do balanço energético.

Na prática, a revisão da resolução cobra pela energia injetada de acordo com as alternativas criadas (alternativa 0 a 5) e os custos são simulados de acordo com a tarifa de fornecimento.

A proposta da ANEEL visa alterar a regra para a GD local usando a alternativa 2 como transição até o gatilho (5,9 GW ou 2030) e depois passar a compensar pela alternativa 5. Ou seja, neste exemplo, o prossumidor pagará 34% da tarifa de fornecimento para injetar energia pela alternativa 2 e 62% na alternativa 5. O custo adicional do prossumidor que injetou 128 kWh será de R$ 34,82 e R$ 63,49 para as alternativas 2 e 5, respectivamente.

Um outro exemplo: considerou-se uma tarifa de fornecimento hipotética (TE+TUSD) com impostos de R$ 0,72 por kWh para consumidores comerciais em baixa tensão (grupo B3). Uma empresa de pequeno porte investiu em um microgerador fotovoltaico capaz de gerar 1.800 kWh por mês. O consumo total é de 4.500 kWh mensais. O perfil de consumo é comercial, ou seja, tem um fator de simultaneidade mais alto; neste exemplo de 75%. Assim, 450 kWh serão injetados na rede, resultando em um custo de injeção de R$ 110,25 pela alternativa 2 e R$ 200,70 pela alternativa 5. Sem GD essa empresa pagava R$ 3.240,00 de fatura. Pelas alternativas 0, 2 e 5 pagaria, respectivamente, R$ 1.944,00, R$ 2.054,25 e R$ 2.144,70.

Os exemplos anteriores demonstram que o fator de simultaneidade é crítico para a viabilidade financeira. Os prossumidores com fator de simultaneidade mais baixo serão os mais afetados. Assim, espera-se que as residências fiquem mais sensíveis e sejam mais impactados financeiramente. Os prossumidores com perfil de consumo comercial estarão menos sensíveis a atual proposta.

Nota-se que a alternativa 5 cobra mais que o valor da TUSD (R$ 0,40/kWh) pela energia injetada e parece querer inibir a atuação do prossumidor (residencial ou comercial) como gerador local. Ao contrário, o custo desproporcional sugere punição ao prossumidor que romper com o modelo tradicional de distribuição.

Considerações Finais

A sugestão de revisão do relatório de AIR de 2018 gerou críticas, mas mostrou-se viável para o crescimento da GD, principalmente a local. A regra atual valeria por 25 anos, oferecendo segurança regulatória para as instalações existentes, e transição de 10 anos para as instalações pós-revisão, embora o gatilho muito baixo (1,25 GW) – que inclusive já foi superado – precisasse ser rediscutido oportunamente.

A proposta recente da ANEEL foi recebida com espanto e gerou reações ásperas. O mercado esperava uma proposta coerente e alinhada com a sugestão do ano passado. Adotou-se, contudo, a alternativa mais desfavorável para a GD, negligenciando os prossumidores já conectados ou qualquer contribuição oferecida em consultas públicas anteriores. A proposta tem força para extinguir a GD remota desprezando um mercado pujante que desenvolveu milhares de negócios, criou empregos e que demonstra o esforço genuíno de pessoas e empresas que investiram capital próprio. Para prossumidores locais, os menos afetados serão os que têm fator de simultaneidade maior, com consumo mais alinhado com geração.

É nítido que a atual regra é incentivada para desenvolver a GD. Mas a proposta tenta agora paralisar a expansão. A mudança da regra tenta remunerar as distribuidoras de energia com argumentos subjetivos sobre maturidade do mercado e subsídio. No primeiro os dados mostram o contrário e no segundo a análise carece de estudo detalhado. O risco de subsídio cruzado precisa ser estimado e quantificado para basear decisões. A análise, portanto, deve ser ex post.

Caso a proposta se confirme como está, os prossumidores correm o risco de custear as distribuidoras de energia se forem desconsiderados os benefícios técnicos locais da GD, enquanto os consumidores que dependem exclusivamente da rede provavelmente continuarão a pagar preços crescentes da tarifa.

A GD é uma nova forma de gerar e consumir eletricidade e precisa de uma nova estrutura tarifária que valorize os seus benefícios para a sociedade como um todo. O modelo tarifário atual só fortalecerá o modelo centralizado de geração que encontra do outro lado o consumidor-refém, cliente cativo do mercado regulado. A quem interessa manter esse modelo?

Para que a GD avance e expanda seus benefícios para a sociedade como um todo sugiro mudanças pontuais na fatura do prossumidor:

• exclusão de bandeira tarifária para a energia injetada;
• redução da cobrança das componentes ‘encargos’ da TE e da TUSD para a energia injetada;
• redução proporcional da componente ‘perdas’ em função do volume injetado;
• substituição do custo de disponibilidade por serviço de uso da rede;
• bônus para energia injetada em horários de maior demanda;

Contribuições sobre o assunto podem ser enviados até 30 de novembro de 2019 das seguintes maneiras:

• e-mail para: cp025_2019@aneel.gov.br
• correspondência para a ANEEL no endereço: SGAN, Quadra 603, Módulo I, Térreo, Protocolo Geral, CEP: 70830-100, Brasília – DF.

Referências

ABRADEE (Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica). Planilhas de 1996 a 2019 (ref. 2018). Disponível em http://www.abradee.org.br/planilhas-de-1996-a-2018-ref-2017/. Acesso em 25 de outubro de 2019.

ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica). BIG – Banco de Informações de Geração: Capacidade de Geração do Brasil.. Disponível em http://www2.aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadebrasil/capacidadebrasil.cfm. Acesso em 16 de outubro de 2019

—. Entenda melhor o que a ANEEL está propondo para o futuro da GD. Disponível em https://www.aneel.gov.br/sala-de-imprensa-exibicao-2/(…). Acesso em 17 de outubro de 2019.

—. Geração Distribuída. Disponível em http://www2.aneel.gov.br/scg/gd/GD_Fonte.asp. Acesso em 18 de outubro de 2019.

—. Relatório de Análise de Impacto Regulatório nº 0004/2018. Disponível na seção de Audiências Públicas (AP nº 001/2019).

—. Resolução Normativa n° 482. 2012.

—. Revisão das regras de geração distribuída entra em consulta pública. Disponível em https://www.aneel.gov.br/sala-de-imprensa-exibicao/(…). Acesso em 17 de outubro de 2019.

Agência Canal Energia. GD remota pode ver atratividade reduzida em 2020. Disponível em http://canalenergia.com.br/noticias/53115332/gd-remota-pode-ver-atratividade-reduzida-em-2020. Acesso em 17 de outubro de 2019.

Delgado, Marco. A sociedade do Espetáculo II: eclipse energético. Out/2019. Disponível em http://www.abradee.org.br/a-sociedade-do-espetaculo-ii-eclipse-energetico-marco-delgado/. Acesso em 25 de outubro de 2019.

EPE (Empresa de Pesquisa Energética). Nota Técnica PR 08/18. Recursos Energéticos Distribuídos 2050. Rio de Janeiro, 2018.

Santana, Edvaldo e Leite, Nelson Fonseca. Subsídios Tarifários têm Prazo de Validade? Disponível em http://www.abradee.org.br/subsidios-tarifarios-tem-prazo-de-validade/. Acesso em 25 de outubro de 2019.

SECAP (Secretaria de Avaliação, Planejamento, Energia e Loteria do Ministério da Economia). Visão da SECAP sobre o Setor de Energia: o caso da micro e minigeração distribuída. Junho de 2019. Disponível em http://www.fazenda.gov.br/centrais-de-conteudos/publicacoes/analises-e-estudos/arquivos/2019/visao-da-secap-sobre-o-setor-de-energia-o-caso-da-micro-e-minigeracao-distribuida. Acesso em 24 de outubro de 2019.

MME (Ministério de Minas e Energia) /EPE (Empresa de Pesquisa Energética). Plano Decenal de Expansão de Energia 2027. Brasília, 2018.

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Sobre o autor | Igor Cordeiro é instrutor de energias renováveis na Inergial Energia Ltda.

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O nosso engº Igor cordeiro participou do evento no dia 28 com a palestra “Energia Solar: Oportunidades & Desafios para os Futuros Profissionais”.

Foram abordados tópicos como consumo versus a geração de energia no mundo e no Brasil, a tendência global de mudança de paradigma dos setores elétricos com a introdução da descentralização (através da geração distribuída), digitalização e eletrificação (do transporte e mobilidade), visando o desenvolvimento em baixo carbono.

O crescimento quase exponencial da capacidade instalada de energia solar demonstra como a energia solar pode ajudar a mitigar os problemas da mudança climática, contribuir com as redes inteligentes ou smart grids, ao mesmo tempo que oferece, atualmente, um dos menores custos de geração de eletricidade.

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O post A Inergial participou da Semana de Inovação e Tecnologia da Universidade Brasil apareceu primeiro em Inergial.

“Energia Integrada Sustentável” é um curso de 8 horas orientado a empresários, técnico, engenheiros e profissionais do setor elétrico.

Os tópicos principais discutem assuntos importantes como o compromisso para redução das emissões de gases do efeito estufa e a transição para o desenvolvimento sustentável em baixo carbono, a mudança de paradigma na geração e consumo de energia, smart grids e a integração inteligente para o consumo sustentável de energia através da Inteligência Artificial (IA), armazenamento de energia, mobilidade elétrica e smart cities e Blockchain para energia e internet das coisas (IoT).

Clique para saber sobre as próximas datas do curso.

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Aproximadamente el 73% de la energía global es generada por la quema de combustibles fósiles, insumos no renovables que emiten gases de efecto invernadero, generando contaminación y muchos problemas de salud pública.

Este número, afortunadamente, no expresa la realidad brasileña. Por aquí, más del 73% de la potencia instalada en los emprendimientos en operación genera energía a partir de fuentes renovables, entre ellas la hídrica, la eólica y la solar. (ANEEL. BIG – Banco de Informações de Geração: Capacidade de Geração do Brasil). Sólo la fuente hídrica contribuye con más del 60% de nuestra generación. Aunque existen polémicas sobre la sostenibilidad ambiental y social de las hidroeléctricas, la matriz energética brasileña es una de las más renovables del mundo.

“En el caso de Brasil, se destacan en la implantación de energías renovables y limpias, …”

Se destacan la energía eólica y solar como fuentes renovables, limpias y de bajo impacto ambiental con 13,4 GW y 1,7 GW de potencia instalada, respectivamente. En el caso de Brasil, se destacan en la implantación de energías renovables y limpias, situándose entre los diez primeros del mundo en generación eólica y con enorme potencial para estar entre los diez primeros con la energía solar en pocos años, sobrepasando a países europeos que ya estuvieron a la vanguardia de las energías renovables.

La energía eólica viene siendo introducida en Brasil desde hace más tiempo que la solar y en los últimos diez años, esencialmente a través de la generación centralizada, diversos parques eólicos entraron en operación. Hoy, más de seis mil aerogeneradores proveen energía para muchos consumidores, sobre todo en el nordeste brasileño.

La energía solar, más reciente en el mix de energía del país, crece a través de la generación centralizada, con la implantación de plantas solares a gran escala, pero también a través de la llamada generación distribuida, cuando un consumidor de energía puede generar electricidad para autoconsumo con un micro- o mini generador, dependiendo de la cantidad de energía que desea generar.

“… el mercado de energía solar en Brasil se modificó y la generación distribuida ganó fuerza.”

Cuando la Agência Nacional de Energia Elétrica (Agencia Nacional de Energía Eléctrica – ANEEL) publicó la Resolución Normativa Nº 482 en abril de 2012 (REN 482/2012), el mercado de energía solar en Brasil se modificó y la generación distribuida ganó fuerza. A partir de 2013, los consumidores residenciales, comerciales, industriales y rurales comenzaron a instalar generadores fotovoltaicos que producen electricidad a partir de la luz solar. Los consumidores que optaron por este tipo de generación son en su mayoría residencias (78% del número total de unidades consumidoras con generación distribuida). Sin embargo, la generación distribuida fotovoltaica concentra el 45% del total de potencia instalada en los comercios. Uno de los principales temas de REN 482/2012 es la institución del sistema de compensación, conocido también como net-metering, en el cual créditos de energía se contabilizan para autoconsumo en caso de exceso de generación, además de ventajas en la tributación de la energía adherida por la mayoría de los Estados brasileños.

A pesar de que los actuales 39 mil generadores fotovoltaicos indican un crecimiento exponencial de la generación distribuida, el potencial de crecimiento es enorme. Se estima que la generación distribuida de la energía solar fotovoltaica movió R $ 1,4 mil millones solamente en 2017, acumulando poco más de 380 MW de potencia. Brasil tiene más de 80 millones de consumidores (datos consolidados de 2016) y la EPE – Empresa de Pesquisa Energética (Empresa de Investigación Energética) – prevé que, en 2026, 770 mil consumidores producirán su propia electricidad como generadores fotovoltaicos bajo el régimen de la REN 482/2012.

“… generar su propia energía será tan común como cualquier otra actividad cotidiana.”

Con el declive abrupto del precio de los equipos que componen un sistema fotovoltaico, la energía solar resultó más accesible y el retorno de la inversión más atractivo. Después del período de retorno, el beneficio es enorme porque la energía se genera a un costo bajísimo y prácticamente sin gastos de mantenimiento. Los módulos solares, según la mayoría de los fabricantes, tienen vida útil de veinticinco años, aunque existen testimonios de sistemas en operación a casi treinta. En breve, generar la propia energía será tan común como cualquier otra actividad cotidiana.

Con los precios más bajos y el tiempo de retorno más atractivo, varios consumidores vislumbran la posibilidad de generar la propia energía eléctrica con los beneficios de utilizar una fuente limpia y sostenible, además de ser menos sensible al aumento desproporcionado de la tarifa de energía.

Referencias:

[1] REN21 | Renewables 2018 Global Status Report

[2] ANEEL. BIG – Banco de Informações de Geração: Capacidade de Geração do Brasil. Acceso al 30 de septiembre de 2018. Disponible en http://www2.aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadebrasil/capacidadebrasil.cfm

[3] Datos de generación distribuida. Acceso el 30 de septiembre de 2018. Disponible en http://www2.aneel.gov.br/scg/gd/GD_Fonte.asp

[4] Plano de Expansão de Energia 2026 (Capítulo 9, página 221). Acceso el 30 de septiembre de 2018. Disponible en http://www.epe.gov.br/sites-pt/publicacoes-dados-abertos/publicacoes/PublicacoesArquivos/publicacao-40/topico-75/Cap9_Texto.pdf

[5] ANEEL. Resolução Normativa Nº 482/2012. Disponible en http://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren2012482.pdf

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Sobre el autor | Igor Cordeiro es instructor de energías renovables en Inergial Energia Ltda.

O post Un Futuro Renovable, Limpio y Sostenible Brilla para la Energía de Brasil apareceu primeiro em Inergial.

“… the Brazilian energy mix is one of the most renewable in the world.”

Approximately 73% [1] of global power is generated by burning fossil fuels, non-renewable sources that contribute the most to greenhouse gases emissions, causing pollution with direct impact on climate change and public health.

This figure, fortunately, does not represent the Brazilian reality. Here, more than 70% of the power comes from renewable sources, including hydro, wind and solar. Only the water source contributes to more than 60% of our power generation. Although controversies exist about the environmental and social sustainability of hydroelectric dams, the Brazilian energy mix is one of the most renewable in the world.

“With these figures Brazil stands out in the deployment of renewable and clean energy, …”

Wind and solar stand out as clean, low environmental impact and renewable sources with 13.1 GW and 1.3 GW (Centralized Generation only) [2] of installed capacity, respectively. Together, they account for 9.0% of the total power capacity in the country. With these figures Brazil stands out in the deployment of renewable and clean energy, ranking among the top ten in the world in wind power and with enormous potential to be among the top ten in solar power in a few years.

Wind power was introduced in Brazil – earlier than solar – essentially by Centralized Generation (CG). Nowadays, more than 6,000 wind turbines provide electricity for many consumers, especially in the Brazilian northeast.

Solar power has been added to the country’s energy mix more recently by the deployment of large-scale solar farms and by the so-called Distributed Generation (DG), in which an energy consumer can generate a certain amount of electricity for self-consumption, depending on the power of the photovoltaic (PV) generator.

“… the solar power market in Brazil changed and Distributed Generation was impulsed.”

When the Brazilian Electricity Regulatory Agency (ANEEL) issued the Normative Resolution Nº 482 in April 2012 (REN 482/2012), the solar power market in Brazil changed and the Distributed Generation was impulsed. Since then consumers began to install PV systems to generate electricity for self-consumption.  Most of the PV generators (78%) are installed in households but commercial applications account for 45% of PV capacity. REN 482/2012 established the net-metering in which energy credits are accounted in case of generation exceeds consumption.

Although the current 32,200 PV systems all over Brazil indicate an exponential growth of DG, the potential for continuing this growth is enormous. It is estimated that DG accumulates investiments of 2 billion BRL so far, reaching 307 MW [3]. Brazil has more than 80 million electricity consumers (consolidated data from 2016) and the EPE (Energy Research Company in Brazil) predicts that, in 2026, 770,000 consumers will generate their own electricity by PV generators under the REN 482/2012 regulation [4].

“… generating your own electricity will be as common as any other everyday activity.”

The sharp drop in prices of PV components made solar power more affordable and, after the return period (ranging five to eight years), the benefit is enormous – electricity generation is virtually cost-free with low cost of maintenance. Solar modules, according to many manufacturers, have a service life of twenty-five years, although there are reports of modules operating longer than that. Soon, generating your own electricity will be as common as any other everyday activity.

With lower prices and shorter period to equal the investiment, several consumers feel more attracted to the possibility of generating their own electricity with the benefits of a clean and sustainable source as well as being less sensitive to the disproportionate increase in energy tariffs.

To learn more about how to generate your own electricity visit www.inergial.com.br

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Sources:

[1] REN21 | Renewables 2018 Global Status Report

[2] Centralized Generation Data. Access on 10 July 2018. Available on http://www2.aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadebrasil/capacidadebrasil.cfm

[3] Distributed Generation Data. Access on 10 July 2018. Available on http://www2.aneel.gov.br/scg/gd/GD_Fonte.asp

[4] Energy Expansion Plan 2026 (Chapter 9, page 221). Access on 10 July 2018.

Available on http://www.epe.gov.br/sites-pt/publicacoes-dados-abertos/publicacoes/PublicacoesArquivos/publicacao-40/topico-75/Cap9_Texto.pdf

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Aproximadamente 80% da eletricidade global é gerada pela queima de combustíveis fósseis, insumos não-renováveis que emitem gases do efeito estufa, gerando poluição e muitos problemas de saúde pública.
Este número, felizmente, não expressa a realidade brasileira. Por aqui, mais de 70% da potência instalada (dos empreendimentos em operação) gera energia a partir de fontes renováveis, entre elas a hídrica, a eólica e a solar. Somente a fonte hídrica contribui com mais de 60% da nossa geração. Embora existam polêmicas sobre a sustentabilidade ambiental e social das hidrelétricas, a matriz energética brasileira é uma das mais renováveis do mundo.

“Com estes números o Brasil se destaca na implantação de energias renováveis e limpas, …”

Destacam-se a energia eólica e solar como fontes renováveis, limpas e de baixo impacto ambiental com 12,5 GW e 1 GW de potência instalada, respectivamente. Juntas, respondem por 8,5% da potência total instalada no País. Com estes números o Brasil se destaca na implantação de energias renováveis e limpas, situando-se entre os dez primeiros do mundo em geração eólica e com enorme potencial para estar entre os 10 primeiros com a energia solar em poucos anos, ultrapassando países europeus que já estiveram na vanguarda das energias renováveis.
A energia eólica vem sendo introduzida no Brasil há mais tempo que a solar e nos últimos dez anos, essencialmente através da geração centralizada, diversos parques eólicos entraram em operação. Hoje, mais de seis mil aerogeradores fornecem energia para muitos consumidores, sobretudo no nordeste brasileiro.
A energia solar, mais recente no mix de energia do País, cresce através da geração centralizada, com a implantação de usinas solares de grande escala, mas também através da chamada geração distribuída, quando um consumidor de energia pode gerar eletricidade para autoconsumo com um micro ou mini gerador, dependendo da quantidade de energia que deseja gerar.

“… o mercado de energia solar no Brasil se modificou e a geração distribuída ganhou força.”

Quando a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) publicou a Resolução Normativa nº 482 em abril de 2012 (REN 482/2012), o mercado de energia solar no Brasil se modificou e a geração distribuída ganhou força. A partir de 2013, consumidores residenciais, comerciais, industriais e rurais começaram a instalar geradores fotovoltaicos que produzem eletricidade a partir da luz solar. Os consumidores que optaram por este tipo de geração são em sua maioria residências (78% do número total de unidades consumidoras com geração distribuída). Contudo, a geração distribuída fotovoltaica concentra 45% do total de potência instalada em comércios. Um dos principais tópicos da REN 482/2012 é a instituição do sistema de compensação, conhecido também como net-metering, no qual créditos de energia são contabilizados para autoconsumo em caso de excesso de geração, além de vantagens na tributação da energia aderida pela maioria dos Estados brasileiros.
Apesar dos atuais 23 mil geradores fotovoltaicos indicarem um crescimento exponencial da geração distribuída, o potencial para crescimento é enorme. Estima-se que a geração distribuída da energia solar fotovoltaica movimentou R$ 1,4 bilhão somente em 2017, acumulando pouco mais de 200 MW de potência. O Brasil tem mais de 80 milhões de consumidores (dados consolidados de 2016) e a EPE – Empresa de Pesquisa Energética – prevê que, em 2026, 770 mil consumidores produzirão sua própria eletricidade como geradores fotovoltaicos sob o regime da REN 482/2012.

“… gerar a sua própria energia será tão comum como qualquer outra atividade cotidiana.”

Com o declínio abrupto do preço dos equipamentos que compõem um sistema fotovoltaico, a energia solar ficou mais acessível e o retorno do investimento mais atrativo. Após o período de retorno, o benefício é enorme pois a energia é gerada a um custo baixíssimo e praticamente sem despesas de manutenção. Os módulos solares, segundo a maioria dos fabricantes, têm vida útil de vinte e cinco anos, embora existam testemunhos de sistemas em operação a quase trinta. Em breve, gerar a própria energia será tão comum como qualquer outra atividade cotidiana.
Com preços mais baixos e tempo de retorno mais atrativo, diversos consumidores vislumbram a possibilidade de gerar a própria energia elétrica com os benefícios de utilizar uma fonte limpa e sustentável, além de ficar menos sensível ao aumento desproporcional da tarifa de energia.

* os dados sobre potência instalada e geração distribuída são os atualizados em 28 de fevereiro de 2018.
** outros dados foram pesquisados entre fevereiro e março de 2018.

Para saber mais sobre como gerar a sua própria eletricidade acesse, www.inergial.com.br. Estamos também nas redes sociais: LinkedIn e Facebook.

Para saber mais sobre o autor: Igor Cordeiro é consultor e instrutor de energias renováveis.

O post Um Futuro Renovável, Limpo e Sustentável Brilha para a Energia do Brasil apareceu primeiro em Inergial.

De acordo com as Nações Unidas, a sustentabilidade ambiental é uma combinação de indicadores mensuráveis – as pegadas – e são três:

• a pegada de Carbono quantifica a emissão de Dióxido de Carbono (CO2) e outros gases do efeito estufa;
• a pegada hídrica mede o quanto as nossas atividades consumem água doce da natureza e,
• a pegada ecológica quantifica o uso da terra, ou seja, a demanda pela biocapacidade do planeta para prover recursos naturais à vida e absorver os resíduos gerados pelas atividades humanas.

A sustentabilidade ambiental também relaciona o consumo de energias renováveis (comparada ao total de energia consumida) e sua benesse para reduzir as pegadas.

Um exemplo prático sobre as pegadas.

Um veículo que queima combustível fóssil deixa uma pegada de Carbono ao emitir CO2. Esta pegada pode ser quantificada em gramas de CO2 por distância percorrida, por exemplo. Mas a pegada deste veículo não começou com o seu uso, ela surgiu bem antes. A montagem do veículo, a fabricação das peças e a energia consumida nestas e em outras atividades anteriores ao uso do veículo contribuíram com a pegada de Carbono, com a pegada hídrica e a ecológica, em maior ou menor intensidade, e em diferentes momentos.

Se o mesmo veículo queimar um biocombustível – etanol, por exemplo – a pegada de Carbono por distância percorrida será menor comparativamente ao exemplo anterior, mas por outro lado, a pegada ecológica e hídrica serão maiores devido ao cultivo e irrigação da área de terra para produção do biocombustível.

As pegadas se encontram em alguma atividade.

A geração de eletricidade em hidrelétricas deixa uma pegada ecológica, já que uma área considerável de terra é alagada pelo reservatório da usina, alterando a biocapacidade local. Em termoelétricas, o gás natural queimado contribui com a pegada de Carbono, exigindo maior capacidade regenerativa da biocapacidade para absorção do CO2. Qualquer outra atividade que consuma energia elétrica ajudará a propagar estas pegadas, adicionando as suas. Lembre-se dos veículos citados.

Tudo o que produzimos ou consumimos – na realidade – (quase) tudo o que fazemos aumenta e/ou agrega as pegadas dos insumos materiais e energéticos empregados. A pegada ambiental passa a ser uma mistura das três pegadas que vão se agregando pela cadeia de atividades.

O ideal é caminhar sem deixar nenhuma pegada, mas deixá-las menores já é um começo.

Certamente o consumo de energias renováveis assegura a redução da pegada ambiental e pouco a pouco deixa a cadeia de atividades mais sustentável. Contudo, ser renovável não implica em sustentabilidade.

Para ser ambientalmente sustentável, os insumos materiais devem ser reusados e reciclados para que a pegada ecológica seja reduzida. Os insumos energéticos devem ser gerados de fontes renováveis, preservando o ar, a água e a terra. E as atividades, principalmente, devem consumir tais insumos eficientemente.

É fato que a consciência ambiental cresceu e nos permitiu olhar para trás e ver as pegadas que estão mais longe de onde estamos agora, porém a sustentabilidade é uma habilidade e como tal pode ser desenvolvida. O ideal é caminhar sem deixar pegadas, mas deixá-las menores já é um começo para o desenvolvimento mais sustentável.

O post Ser sustentável – A habilidade de não deixar pegadas apareceu primeiro em Inergial.