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

Hawaiian Electric Company. (2020). Integration Tools and Resources. Locational Value Maps. Acesso em 13 de julho de 2020, disponível em Hawaiian Electric: Disponível em https://www.hawaiianelectric.com/clean-energy-hawaii/integration-tools-and-resources/locational-value-maps

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.

McAllister, R., Manning, D., Bird, L., Coddington, M., & Volpi, C. (2019). New Approaches to Distributed PV Interconnection: Implementation Considerations for Addressing Emerging Issues. Relatório Técnico. NREL/TP-6A20-72038, National Renewable Energy Laboratory (NREL), Golden, CO. Acesso em 19 de abril de 2020, disponível em https://www.nrel.gov/docs/fy19osti/72038.pdf

MME/EPE. (2020). Plano Decenal de Expansão de Energia 2029.

NREL. (2020). Advanced Hosting Capacity Analysis. Acesso em 18 de abril de 2020, disponível em https://www.nrel.gov/solar/advanced-hosting-capacity-analysis.html

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

O post Capacidade de Hospedagem e Valor Locacional: Um Novo Olhar para a REN 482 apareceu primeiro em Inergial.

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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