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.

Para ler outros artigos e publicações acesse o nosso Blog.

Para saber mais sobre este interessante assunto inscreva-se em um dos nossos cursos. A programação dos cursos está disponível aqui.

A Inergial também está presente nas redes sociais: LinkedIn, Facebook e Instagram.

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

O post De Volta ao Sol: uma história sobre a reapropriação dos recursos energéticos de fluxo apareceu primeiro em Inergial.

Essa é a segunda e última parte sobre a evolução do uso final da eletricidade desde o final do século XIX. A primeira parte abordou os primórdios do uso da eletricidade, o surgimento da indústria de geração elétrica e um dos primeiros serviços energéticos suprido por ela. Essa parte aborda a disputa tecnológica em torno da geração e distribuição de energia elétrica e as estratégicas empresarias para disseminação do acesso à eletricidade.

A Guerra das Correntes

Em 1888, Nikola Tesla – que havia imigrado para os EUA para trabalhar com Thomas Edison, e se demitiu pouco tempo depois – vendeu suas patentes para George Westinghouse cuja empresa havia se tornado concorrente dos empreendimentos de Thomas Edison (Nix, 2019). De um lado, Edison, financiado por J.P. Morgan, e de outro, Westinghouse, apoiado pela genialidade de Tesla, duelaram na chamada ‘Guerra das Correntes’ (do inglês, War of the Currents). Os primeiros promoviam a eletrificação em corrente contínua (CC) e os últimos em corrente alternada (CA).

Mais do que obter a liderança em um mercado potencialmente enorme, a Guerra das Correntes evidenciou a corrida pela valorização das patentes tecnológicas dos dispositivos elétricos, desde a lâmpada incandescente CC de Thomas Edison ao motor de indução CA de Nikola Tesla. Estabelecer centrais geradoras e redes de distribuição com base em suas patentes daria enorme vantagem para exploração comercial e a eletricidade era um meio para o consumo dessas inovações.

A World’s Columbian Exposition, feira ocorrida em Chicago em 1893, atraiu 27 milhões de visitantes. A Westinghouse Electric Company conseguiu o contrato para iluminar a feira com suas lâmpadas, alimentadas por 24 geradores de 500 HP e com transformadores e equipamentos para demonstrar a versatilidade e eficiência do sistema CA (Carlson, 2019), em conjunto com conversores rotativos (conversores CA/CC) (Cudahy & Henderson, 2005). A feira virou uma página na Guerra das Correntes e demonstrou a superioridade da eletricidade em CA.

Em 1896, entra em operação a usina hidrelétrica em Niagara Falls, Nova Iorque, com geradores CA de Westinghouse, alimentando a cidade de Buffalo a 42 quilômetros de distância (Nix, 2019) com um sistema de transmissão de 11 kV. Tal empreendimento encerrou definitivamente a controvérsia entre os rivais (Safiuddin, 2013) e a breve era dos sistemas CC esmaeceu. Os sistemas CA obtiveram êxito porque apresentavam menor perda de energia em transmissão de longas distâncias e eram seguros o suficiente para operação, apesar do descrédito sofrido anos antes pela contrapropaganda de Edison. Representantes de Edison também fizeram lobby para aprovar leis estaduais e limitar a tensão máxima dos sistemas elétricos em 300 Volts (Carlson, 2019) com o intuito de frear o avanço da tecnologia CA. A geração e transmissão em CA prevaleceu, embora o consumo de eletricidade permaneceu em torno de 110 Volts (CA), nível anteriormente definido por Edison para distribuição e uso final da eletricidade.

A Consolidação das Utilities Elétricas

Três invenções do século XIX – o motor a combustão interna, a turbina a vapor e o motor elétrico – foram essenciais para definir e moldar toda a era do combustível fóssil que começou na década de 1890 (Smil, 2000). Centrais geradoras (termelétricas e algumas hidroelétricas) se proliferaram rapidamente e cresceram em capacidade de geração; redes de transmissão e distribuição alcançaram regiões cada vez mais longínquas.

Contudo, a história sobre o nascimento e prosperidade desta indústria estaria incompleta sem mencionar Samuel Insull, imigrante inglês que começou sua carreira com Edison e se tornou um dos seus associados. A estratégia de negócio de Insull era uma visão empresarial que concatenava aspectos técnicos e econômicos com efeito de escala. Para Insull, otimizar a capacidade e a eficiência dos geradores permitia reduzir o custo de cada unidade de energia elétrica gerada em suas centrais, ou seja, consumir menos carvão para cada kWh produzido. Foi sob o seu comando que a maior central geradora da época foi construída e inaugurada em 1894, a Harrison Street Station, em Chicago, com capacidade de 16,4 MW e geradores CA (Cudahy & Henderson, 2005).

Apesar do sucesso com os sistemas CC em Chicago, a Chicago Edison Company, presidida por Insull, foi a primeira empresa a empregar comercialmente conversores rotativos – demonstrados na feira de Chicago – para transmitir 2,3 kV em CA da Harrison Street Station para outra central, abaixar a tensão, convertê-la e distribuí-la em CC (Cudahy & Henderson, 2005).

Insull, de outro lado, estimulou a demanda; para operar seus geradores em plena capacidade por mais tempo, alimentou elevadores e bondes durante o dia, quando havia menos demanda por iluminação elétrica (IER, 2020). Outra estratégia era expandir a distribuição elétrica para fora dos grandes centros e oferecer preços mais baixos; ao procurar aqueles que usariam eletricidade fora das horas de pico (à noite), Insull pôde aumentar o número de clientes e cobrar menos pelo serviço para que pequenas empresas e famílias pudessem pagá-lo (PBS, 2020).

Insull promoveu agressivamente o uso da eletricidade por eletrodomésticos e pequenos equipamentos industriais (Cudahy & Henderson, 2005), diversificando o uso da eletricidade para além da iluminação elétrica. Com habilidade extrema, uniu tecnologia e economia com uma visão empresarial de diferenciação por custo, massificando o acesso à eletricidade barata para milhões de americanos. O seu legado é relacionado à economia de escala das centrais geradoras e das redes elétricas. Entretanto, talvez a sua maior contribuição tenha sido que outros serviços energéticos emergissem com a eletricidade devido à queda abrupta do preço da eletricidade.

As pequenas e médias cidades, impacientes por serviços confiáveis e eficientes, aproveitaram as baixas taxas de juros oferecidas pelos títulos isentos de impostos para estabelecer suas próprias empresas de energia, que cresceram duas vezes mais rápidas do que as empresas elétricas privadas, passando de 400 em 1896 para mais de 1.250 uma década depois (Cudahy & Henderson, 2005).

Temendo que o fornecimento de eletricidade se tornasse aos poucos uma utilidade de propriedade exclusivamente pública com abusos locais, Insull propõe a regulamentação estadual do serviço. Em 1907, a Federação Cívica Nacional publica o primeiro documento defendendo a regulamentação com o argumento de que a indústria não podia ser regulada pela competição (Simon, 1993). Enquanto as empresas, públicas ou privadas, fossem obrigadas a atender os seus clientes indistintamente, seriam apreciadas com concessões exclusivas em uma determinada área. Desse modo, o risco do investimento na infraestrutura elétrica seria drasticamente reduzido.

A regulamentação, portanto, ajudaria as empresas a se manter financeiramente estáveis com preços (tarifas) determinados, baseados no custo da eletricidade fornecida, acrescido da margem de lucro para futuros investimentos e modernizações. Desta maneira, a proposta de regulamentação, na prática, legalizava o monopólio privado fiscalizado pelo poder público. O monopólio natural regulamentado, foi a última peça para institucionalizar as bases das utilities elétricas como as conhecemos hoje.

Considerações Finais

Muitos países seguiram o modelo de geração centralizada e distribuição da eletricidade com concessão de monopólios por região. Para acompanhar o consumo, demandou-se a construção de inúmeros empreendimentos de geração, a partir de diversas fontes primárias de energia. Linhas de transmissão cada vez mais longas e redes de distribuição cada vez mais entrelaçadas, capilarizaram o acesso à eletricidade.

Tudo isso se consolidou pelo empenho e trabalho de nomes importantes da ciência e do meio empresarial. Cada um contribuiu, à sua maneira, para que eletricidade estivesse acessível a bilhões de pessoas no mundo inteiro.

Referências

Carlson, W. B. (27 de setembro de 2019). Edison and Tesla’s cutthroat ‘Current War’ ushered in the electric age. Acesso em 18 de setembro de 2020, disponível em National Geographic: https://www.nationalgeographic.com/history/magazine/2016/07-08/edison-tesla-current-war-ushered-electric-age/

Cudahy, H. R., & Henderson, W. D. (2005). From Insull to Enron: Corporate (Re)Regulation After the Rise and Fall of Two Energy Icons. Research Paper Number 18, Indiana University, School of Law, Bloomington. Fonte: http://ssrn.com/abstract=716321

IER. (2020). History of Electricity. Acesso em 15 de setembro de 2020, disponível em Institute for Energy Research: https://www.instituteforenergyresearch.org/history-electricity/

Nix, E. (24 de outubro de 2019). How Edison, Tesla and Westinghouse Battled to Electrify America: The epic race to standardize the electrical system—later known as the War of the Currents—lit up 19th-Century America. History. Acesso em 15 de setembro de 2020, disponível em History: https://www.history.com/news/what-was-the-war-of-the-currents

PBS. (2020). Who Made America? Acesso em 17 de setembro de 2020, disponível em https://www.pbs.org/wgbh/theymadeamerica/whomade/insull_hi.html

Safiuddin, M. (2013). History of Electric Grid. Em D. Apple, R. Elmoudi, I. Grinberg, S. M. Macho, & M. Safiuddin (Eds.), Foundations of Smart Grid (pp. 6-11). Pacific Crest.

Simon, J.-P. (1993). The origins of US public utilities regulation: elements for a social history of networks. FLUX, 11, pp. 33-40. doi:https://doi.org/10.3406/flux.1993.940

Smil, V. (2000). Energy in the 21st Century: Resources, Conversions, Costs, Uses, and Consequences. Annual Review of Energy and the Environment, pp. 21–51. Acesso em 20 de setembro de 2020.

Para ler outros artigos e publicações acesse o nosso Blog.

Para saber mais sobre este interessante assunto inscreva-se em um dos nossos cursos. A programação dos cursos está disponível aqui.

A Inergial também está presente nas redes sociais: LinkedIn, Facebook e Instagram.

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

O post Eletricidade: disputa tecnológica, economia de escala e regulamentação do monopólio natural apareceu primeiro em Inergial.

Essa é a primeira de duas partes sobre a evolução do uso final da eletricidade desde o final do século XIX. A primeira parte aborda os primórdios do uso da eletricidade, o surgimento da indústria de geração elétrica (utilities) e um dos primeiros serviços energéticos suprido por ela.

Introdução

Eletricidade é uma forma de energia tão presente em nossas atividades diárias que não nos damos conta onde ela é produzida nem como ela chega até nós. Um olhar mais atento nos fará perceber que as redes elétricas ligam as centrais de geração – onde os recursos energéticos estão disponíveis – aos centros de consumo, através de uma rede extensa de cabos e complexos dispositivos elétricos.

Apesar da acessibilidade da energia elétrica moderna, essa essencial forma de energia nem sempre esteve disponível continuamente quando surgiu. No início, a geração de eletricidade em quantidades significativas era um obstáculo econômico para a sua adoção. A iluminação foi o primeiro serviço energético eletrificado, mas ainda era cara e restrita a poucos. Mesmo assim, importantes nomes da ciência e do meio industrial perseguiram a ideia de disseminação do uso da eletricidade.

Os Primórdios do Uso Final da Eletricidade

A eletricidade já era conhecida pela humanidade, mas a geração em quantidade significativa é relativamente recente. Em 1831, Michael Faraday demonstra a indução eletromagnética, o princípio tecnológico para a construção de geradores elétricos capazes de converter energia mecânica em energia elétrica. As bases tecnológicas para se obter energia mecânica já haviam sido consolidadas anteriormente com o motor a vapor que convertia energia térmica, geralmente queimando carvão, em energia mecânica. Em 1871, Zénobe Gramme, engenheiro belga, aprimorou o dínamo – a Gramme Machine – um avanço tecnológico que deu impulso à comercialização da eletricidade.

Em 1876, Charles Brush desenvolve uma nova lâmpada a arco voltaico e um novo dínamo, considerado pela The Franklin Institute o mais eficiente até então. No início da década de 1880, muitos sistemas de iluminação elétrica foram instalados nos Estados Unidos, iluminando fábricas, lojas, prédios públicos e ruas (Shiman, 1993). Em 1880, Brush inaugura uma pequena central de geração elétrica para um sistema de iluminação com suas lâmpadas na Broadway, Nova Iorque, competindo com Thomas Edison pela eletrificação da cidade (Carlson, 2019). Cada um buscava o sucesso comercial de suas inovações: a lâmpada a arco e a lâmpada de filamento incandescente, respectivamente. A Brush Electric Company, entretanto, forneceu 80% do equipamento de iluminação a arco nos Estados Unidos, com as cidades de Nova Iorque, Boston e Filadélfia entre seus clientes, até ser comprada pela concorrente Thomson-Houston Electric Company, em 1889 (Case Western Reserve University, 2020).

O Nascimento da Geração Centralizada

Em 1882, Thomas Edison inaugurou as duas primeiras centrais de geração a carvão do mundo, uma em Londres, na Holborn Viaduct e outra em Nova Iorque, a Pearl Street Station (Smil, 2017) e a indústria das utilities para fornecimento de eletricidade dava os seus primeiros passos com esses dois empreendimentos. O local da Pearl Street Station, próximo ao distrito financeiro em Manhattan, foi cuidadosamente escolhido por Edison após uma extensa pesquisa de mercado, pois a área de atendimento era densa em comércios e residências. O sistema de distribuição, de 24 km de extensão com cabos subterrâneos (Sulzberger, 2016), fornecia eletricidade em tensão contínua de 110 Volts para iluminação pública local e para residências da região. A Pearl Street Station, contudo, era uma central de cogeração com 4 caldeiras que supriam 6 dínamos – apelidados de Jumbos – de 100 kW e 27 toneladas cada (IER, 2020), fornecendo eletricidade em corrente contínua e calor para alguns consumidores. De início, com 59 clientes nova-iorquinos (The New York Times, 1979), passou a atender, em 1884, pouco mais de 500 clientes e 10 mil lâmpadas (Energy Story, 2015).

Os sistemas de iluminação anteriores à Pearl Street Station eram sistemas dedicados e atendiam a uma carga específica. O serviço era cobrado por lâmpada acessa, custava muito caro e era acessível apenas para empresas e cidades que podiam pagar por ele. Os primeiros sistemas de geração elétrica eram, portanto, descentralizados, instalados muito próximos do local de consumo.

Em princípio, Edison mudou o modelo do serviço energético de iluminação, fornecendo energia a partir de uma central não dedicada e cobrando a eletricidade como um serviço, com caráter público e geral. Para isso, no final de 1881, pouco tempo antes da inauguração do serviço, patenteou seu medidor de energia elétrica.

Entretanto, o seu maior desafio era o fato de que o seu sistema só era econômico onde havia um centro densamente povoado com clientes suficientes para compensar o custo de instalação da rede (Carlson, 2019). Com o tempo, o modelo de geração centralizada, inaugurada por Edison, foi sendo universalizado e as centrais geradoras se multiplicaram rapidamente.

De início, a eletricidade como serviço era muito cara, sendo acessível a uma minoria abastada e restrita a uma área relativamente pequena. As perdas técnicas do sistema de corrente contínua limitavam a expansão geográfica, mas uma nova tecnologia ajudaria definitivamente essa indústria a dar passos mais largos.

A segunda parte dessa história abordará as bases tecnológica, econômica e política que transformaram a indústria da eletricidade e a consolidaram como a conhecemos hoje.

Referências

Carlson, W. B. (27 de setembro de 2019). Edison and Tesla’s cutthroat ‘Current War’ ushered in the electric age. Acesso em 18 de setembro de 2020, disponível em National Geographic: https://www.nationalgeographic.com/history/magazine/2016/07-08/edison-tesla-current-war-ushered-electric-age/

Case Western Reserve University. (2020). Brush Electric Co. Acesso em 18 de setembro de 2020, disponível em Encyclopedia of Cleveland History: https://case.edu/ech/articles/b/brush-electric-co

Energy Story. (10 de agosto de 2015). Pearl Street Power Station. Acesso em 18 de setembro de 2020, disponível em Energy Story: https://energystory.org/pearl-street-power-station/

IER. (2020). Electricity Generation. Acesso em 18 de setembro de 2020, disponível em Institute for Energy Research: https://www.instituteforenergyresearch.org/electricity-generation-2/

Shiman, D. R. (1993). Explaining the Collapse of the British Electrical Supply Industry in the 1880s: Gas versus Electric Lighting Prices. Business and Economic History, 22(1), pp. 318–327. Acesso em 20 de setembro de 2020, disponível em http://www.jstor.org/stable/23703194

Smil, V. (2017). Energy: A Beginner´s Guide (2ª ed.). Minneapolis: Oneworld.

Sulzberger, C. (27 de janeiro de 2016). The Pearl Street Generating Station, 1882. Acesso em 18 de setembro de 2020, disponível em Engineering and Technology History Wiki: https://ethw.org/Milestones:Pearl_Street_Station,_1882

The New York Times. (6 de fevereiro de 1979). ‘War of the Currents’ Had Profound Impact. Acesso em 15 de setembro de 2020, disponível em https://www.nytimes.com/1979/02/06/archives/war-of-the-currents-had-profound-impact-the-war-of-the-currents-had.html

Para ler outros artigos e publicações acesse o nosso Blog.

Para saber mais sobre este interessante assunto inscreva-se em um dos nossos cursos. A programação dos cursos está disponível aqui.

A Inergial também está presente nas redes sociais: LinkedIn, Facebook e Instagram.

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

O post Eletricidade: primórdios da sua geração e do seu uso apareceu primeiro em Inergial.

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

Para ler outros artigos e publicações acesse o nosso Blog.

Para saber mais sobre este interessante assunto inscreva-se em um dos nossos cursos. A programação dos cursos está disponível aqui.

A Inergial também está presente nas redes sociais: LinkedIn, Facebook e Instagram.

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.

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

ABRADEE. Seminário: o futuro do atendimento e relacionamento com o consumidor. Brasília, junho de 2017.

ANEEL. BIG – Banco de Informações de Geração: Capacidade de Geração do Brasil.. Disponível em http://www2.aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadebrasil/capacidadebrasil.cfm. Acesso em 02 de dezembro de 2019

—. Geração Distribuída. s.d. Disponível em http://www2.aneel.gov.br/scg/gd/GD_Fonte.asp. Acesso em 02 de dezembro de 2019.

—. Leilão de geração “A-4” termina com deságio de 59,07%. 2018. Disponível em http://www.aneel.gov.br/sala-de-imprensa-exibicao/-/asset_publisher/XGPXSqdMFHrE/content/leilao-de-geracao-a-4-termina-com-desagio-de-59-07-/656877?inheritRedirect=false. Acesso em 28 de junho de 2019.

—. Resolução Normativa n° 482. 2012.

Canal Energia. 2019. CanalEnergia. Disponível em http://canalenergia.com.br/noticias/53103858/mercado-livre-garantiu-o-sucesso-do-leilao-a-4. Acesso em 29 de junho de 2019.

CCEE. 29° Leilão de Energia Nova A-4. 2019. Disponível em http://leilaopublico.ccee.org.br/A4/RelatorioFinal.aspx. Acesso em 28 junho 2019.

EPE. “Calculadora Brasil 2050.” Transporte de Passageiros: tecnologias eficientes. 2013. Disponível em http://calculadora2050.epe.gov.br/assets/onepage/21.pdf. Acesso em 23 set. 2019.

—. Nota Técnica PR 08/18. Recursos Energéticos Distribuídos 2050. Rio de Janeiro, 2018.

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.

INTEL. A Guide to the Internet of Things: how billions of online objects are making the web wiser. 2016. Disponível em https://www.intel.com/content/dam/www/public/us/en/images/iot/guide-to-iot-infographic.png. Acesso em 2 de julho de 2019.

IRENA. Electric Vehicles: tecnology brief. 2016. Disponível em https://irena.org/-/media/Files/IRENA/Agency/Publication/2017/IRENA_Electric_Vehicles_2017.pdf.

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.

Para ler outros artigos e publicações acesse o nosso Blog.

Para saber mais sobre este interessante assunto inscreva-se em um dos nossos cursos. A programação dos cursos está disponível aqui.

A Inergial também está presente nas redes sociais: LinkedIn, Facebook e Instagram.

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

O post Descentralização, Descarbonização e Digitalização: A Transformação do Setor de Distribuição de Energia Elétrica Brasileiro 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.

Para ler outros artigos e publicações acesse o nosso Blog.

Para saber mais sobre este interessante assunto inscreva-se em um dos nossos cursos. A programação dos cursos está disponível aqui.

A Inergial também está presente nas redes sociais: LinkedIn, Facebook e Instagram.

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

O post Proposta de Revisão da Geração Distribuída: a quem interessa? apareceu primeiro em Inergial.

Nos últimos anos o setor de geração elétrica de muitos países tem se transformado rapidamente. A novidade é a inserção cada vez maior das fontes renováveis, principalmente eólica e solar, no mix de geração. A energia solar tem mostrado muita versatilidade para compor usinas de grande porte para comercialização da energia através da geração centralizada (GC) e para a geração própria, através de microgeradores regulamentados pela geração distribuída (GD). Com preços em declínio, a energia solar é a fonte mais barata para a geração de eletricidade e já impacta diretamente o modelo convencional de geração, fundamentalmente centralizado. A disrupção solar já está em andamento e romperá com o modelo convencional que não conseguirá competir em custos. Definitivamente está surgindo uma nova forma de geração de energia, mais descentralizada e participativa.

A Energia Solar Abre uma Sucessão de Quebra de Recordes Mundiais

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. Fontes mais limpas e renováveis, portanto, representam agora a solução mais barata de geração e têm permitido que as novas adições de capacidade de geração sejam majoritariamente renováveis. No caso brasileiro, o leilão de geração A-4 de abril de 2018 contratou 1 GW de capacidade, 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 em território nacional até aquele momento.

Tabela 1: preço final do leilão A-4 de 2018 por fonte de geração. Fonte: autoria própria com dados da ANEEL.

Já no leilão A-4 de junho de 2019, foram contratados 401,6 MW de capacidade 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, ao mesmo, no Brasil e no mercado internacional, com menor preço registrado, equivalente a US$ 17,02/MWh.

Tabela 2: preço final do leilão A-4 de 2019 por fonte de geração. Fonte: autoria própria com dados da CCEE.

Tivemos muito pouco tempo para comemorar porque um mês depois, em julho de 2019, um novo recorde mundial foi alcançado. O último leilão português arrematou a fonte solar por € 14,76/MWh, equivalente a US$ 16,45/MWh. Anteriormente, México e Índia já haviam noticiado os seus recordes. Os baixos preços não são particularidades ou privilégios de poucos países, mas uma tendência mundial. A energia solar é a fonte mais barata para GC.

A Solar tem uma Aliada

No último 12 de agosto, às 23h39, a geração de energia eólica no litoral nordestino alcançou novo recorde de 9.270,5 MWh, 4,47% maior que o recorde alcançado 9 meses antes. Esses ventos foram capazes de atender 94,6% da demanda do Nordeste brasileiro naquele momento. Enquanto a geração solar tem picos ao redor do meio-dia, a eólica pode ter picos à noite e uma fonte complementa a outra. Juntas, eólica e solar serão imbatíveis!

Tabela 3: empreendimentos em operação. Fonte: ANEEL | BIG – Banco de Informações de Geração. Data: 26 de agosto de 2019.

Legenda:

CGH    Central Geradora Hidrelétrica

CGU    Central Geradora Undi-elétrica

EOL    Central Geradora Eólica

PCH    Pequena Central Hidrelétrica

UFV    Central Geradora Solar Fotovoltaica

UHE    Usina Hidrelétrica

UTE    Usina Termelétrica

UTN    Usina Termonuclear

A energia eólica é a 2ª maior fonte de geração no País.

Tabela 4: empreendimentos em construção. Fonte: ANEEL | BIG – Banco de Informações de Geração. Data: 26 de agosto de 2019.

Tabela 5: empreendimentos com construção não iniciada. Fonte: ANEEL | BIG – Banco de Informações de Geração. Data: 26 de agosto de 2019.

Dos 22,8 GW contratados para adição na matriz de GC, solar e eólica somam 10,4 GW ou 45,6%.

Quanto Maior a Demanda por Solar, Menor Serão os Preços.

No final de 2017 o Brasil alcançava o seu primeiro gigawatt em solar e 20 meses depois conta com 3,2 GWp em operação e com mais 4,1 GWp contratados. O crescimento exponencial das instalações fotovoltaicas derrubará os preços das instalações; a unidade de potência solar (Watt-pico ou Wp) custará menos hoje do que no ano anterior. Flutuações de preço podem ocorrer, mas a tendência sempre será de queda. A queda abrupta do preço dos módulos solares deriva do aprimoramento tecnológico, do ganho de escala e da competição entre os fabricantes e players do setor. Fábricas totalmente automatizadas produzem módulos solares de alta qualidade e muito duráveis (cerca de 25 anos de geração segundo os próprios fabricantes). Preços decrescentes, alta qualidade e vida útil sem comparação com produtos que utilizamos diariamente atraem cada vez mais adotantes, impulsionando a energia solar como jamais visto. Ao mesmo tempo que a demanda aumenta, a oferta também crescerá; o mercado e a competição aumentam, fechando um ciclo virtuoso em que o aumento da demanda não conseguirá justificar aumento de preços.

Atualmente módulos bifaciais já estão disponíveis comercialmente. Eles são capazes de utilizar a parte traseira dos módulos para captação de luz refletida pela superfície. Existem também os módulos half-cell e PERC que, resumidamente, empregam tecnologias diferentes para aumentar a eficiência de conversão energética ou diminuição de perdas. À medida que a tecnologia avança, a eficiência dos módulos aumenta e, mesmo que o preço dos módulos se estabilize – pelo menos por um período – os módulos seguramente serão mais eficientes e mais potentes porque os fabricantes de módulos solares competirão bravamente. O que importa, contudo, é o preço da unidade de potência – o Watt-pico. No mercado internacional o preço já é tão baixo quanto US$ 0,25/Wp (potência do módulo). O preço dos módulos caiu drasticamente e atualmente (ano base 2018) é cerca de um décimo do preço em 2010. Os módulos que estão sendo instalados agora provavelmente não estarão mais disponíveis para venda daqui a 3 anos porque modelos novos, mais potentes e eficientes, terão surgido.

Quando iniciei minha jornada empreendedora na energia solar, há pouco mais de 2 anos, as propostas comerciais para novas instalações residenciais típicas (em torno de 4,6 kWp) custavam até R$ 7,00/Wp (aqui o valor do Wp inclui todo o sistema fotovoltaico instalado). Um ano antes, em meados de 2016, podiam custar tanto quanto R$ 9,00/Wp. Hoje, é muito difícil competir no mercado se o preço não estiver ligeiramente abaixo dos R$ 5,00/Wp. Neste caso real, a redução do preço, em 3 anos, foi de 45% e o número de empresas mais que quadruplicou. Essa queda tem ocorrido no preço final para o cliente e significa que os serviços (projeto e instalação) também sofreram queda. Um sistema fotovoltaico com 16 módulos solares de 270 Wp cada, portanto, de 4,32 kWp, custava, em 2017, R$ 30 mil. Hoje, um sistema de 4,69 kWp pode custar abaixo dos R$ 23 mil. Além de ser ligeiramente mais potente, esse último sistema conta com 14 módulos de 335 Wp cada e ocupa a mesma área que o primeiro; os inversores são idênticos.

Desde a sua regulamentação pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) em 2012, a GD acumula 101.779 unidades consumidoras com micro ou minigeração a partir de fontes renováveis, mas 101.459 dessas unidades têm geradores fotovoltaicos. 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 GD tem forte apelo entre os consumidores, principalmente residenciais. Os consumidores residenciais respondem por 73 % do total de “prossumidores” e as instalações comerciais somam 42% da capacidade total de GD. Definitivamente a geração própria com solar é mais barata que comprar a mesma quantidade de eletricidade das distribuidoras de energia.

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. 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. Expansões de capacidade têm custo marginal bem menor que a geração centralizada e tendem a deixar os consumidores menos sensíveis aos aumentos de tarifas.

Porque a Energia Solar é Disruptiva e Modificará o Setor Elétrico?

A luz solar – análoga a qualquer combustível fóssil – não tem custo e é inesgotável. Não se paga pela luz solar, apenas pelo aparato de conversão de energia (módulos solares, inversores e outros dispositivos que compõem o sistema fotovoltaico). A operação do sistema fotovoltaico é autônoma e não exige ajustes ou supervisão. Combustíveis fósseis, como o gás natural, são recursos naturais não-renováveis. O gás natural propriamente dito, não tem custo, mas a sua extração tem. É necessário máquinas, processos controlados e pessoal para a extração. Após essa etapa se obtém o recurso in natura que precisa ser tratado e transportado. E isso tem custo. A combustão do gás natural também exige um aparato de conversão. E isso também tem custo!

No atual sistema elétrico, a tarifa de energia é na verdade uma tarifa de fornecimento porque a eletricidade precisa ser transportada por dezenas ou até centenas de quilômetros. Quanto maior a distância de transmissão, maiores serão as perdas. Basta checar as faturas de energia: para o grupo residencial (grupo B), a tarifa de transmissão e uso da rede de distribuição – denominada de TUSD – custa tanto quanto a tarifa de eletricidade propriamente dita. O consumidor ainda está sujeito às bandeiras tarifárias: uma tarifa extra quando a geração depende do despacho de geradoras termelétricas que gastam mais. Além disso, uma complicada tributação pode alcançar um terço da fatura, desestimulando o consumo.

A luz solar não precisa de infraestrutura de transmissão, ela simplesmente incide nos módulos solares e parte dela é convertida em eletricidade instantaneamente. O consumo desta eletricidade também é imediata e não requer qualquer tipo de controle ou interferência externa. O excedente de eletricidade, se houver, pode ser exportado para a rede elétrica e seguramente será consumida não muito longe dali, provavelmente por um dos consumidores vizinhos. Embora a solução técnica para o excedente de geração seja a exportação (ou injeção, como se diz), muito em breve as baterias preencherão uma lacuna importante para o armazenamento de energia e a rede elétrica não mais cumprirá o papel de “bateria virtual” para sistemas fotovoltaicos conectados à rede.

Qual é o Potencial Solar no País?

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 GWp, que exigirão quase R$ 60 bilhões em investimentos ao longo do período (MME/EPE, 2018).

Segunda a Calculadora Brasil 2050, divulgada pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE), em um cenário otimista para energia solar fotovoltaica no Brasil, o total da capacidade instalada em 2050 poderá ser de 124 GWp, sendo 51 GWp em GC e 73 GWp em GD.

Considerações Finais

O declínio abrupto de preços dos módulos solares e outros equipamentos levam o custo da sua eletricidade a níveis jamais previstos. A natureza limpa, renovável e sustentável da energia solar tem papel secundário na sua disseminação. É o seu custo, incrivelmente baixo, que a catapulta!

A vocação da energia solar é a geração distribuída e ela (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 à rede elétrica. Em pouco tempo o modelo convencional de geração fundamentalmente centralizado, passará a ter um novo funcionamento porque o sistema energético tenderá a ficar mais interconectado.

A inteligência do sistema será descentralizada, processando dados provenientes dos geradores e dos consumidores, simultaneamente, e em fluxos multidirecionais de comunicação. Com tamanha complexidade e ganho econômico o atual modelo não terá como competir em custos. Há menos de uma década a solar era apenas uma fonte alternativa e hoje é competitiva. Tecnologia e custo farão da solar uma fonte ainda mais imprescindível.

O setor elétrico será modificado e um mercado novo – mais descentralizado e ‘intraparticipativo’ – surgirá porque a disrupção solar já começou!

Fontes:

[1] Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL). Resolução Normativa nº 482/2012. Disponível em: http://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren2012482.pdf

[2] _______. Geração Distribuída. Acesso em 26 de agosto de 2019. Disponível em http://www2.aneel.gov.br/scg/gd/GD_Fonte.asp

[3] _______. BIG – Banco de Informações de Geração: Capacidade de Geração do Brasil. Acesso em 26 de agosto de 2019. Disponível em http://www2.aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadebrasil/capacidadebrasil.cfm

[4] _______. “Leilão de geração “A-4” termina com deságio de 59,07%.” Disponível em http://www.aneel.gov.br/sala-de-imprensa-exibicao/-/asset_publisher/XGPXSqdMFHrE/content/leilao-de-geracao-a-4-termina-com-desagio-de-59-07-/656877?inheritRedirect=false. Acesso em 28 de junho de 2019.

[5] Canal Energia. “Mercado livre garantiu o sucesso do leilão A-4”. Disponível em http://canalenergia.com.br/noticias/53103858/mercado-livre-garantiu-o-sucesso-do-leilao-a-4. Acesso em 29 de junho de 2019.

[6] Diário do Nordeste. “Nordeste bate recorde de geração de energia eólica”. Acesso em 20 de agosto de 2019. Disponível em http://blogs.diariodonordeste.com.br/egidio/67715-2/

[7] Empresa de Pesquisa Energética (EPE). Leilão de Geração A-4/2019. Disponível em http://www.epe.gov.br/sites-pt/publicacoes-dados-abertos/publicacoes/PublicacoesArquivos/publicacao-355/Informe%20Resultado%20da%20Habilita%C3%A7%C3%A3o%20T%C3%A9cnica%20e%20Vencedores-%20Leil%C3%A3o%20A-4%20de%202019_v3.pdf. Acesso em 23 de agosto de 2019.

[8] _______. Calculadora Brasil 2050. Energia Solar Fotovoltaica. Disponível em http://calculadora2050.epe.gov.br/assets/onepage/14.pdf. Acesso em 21 de agosto de 2019.

[9] _______. Nota Técnica DEA 26/14 – Avaliação da Eficiência Energética e Geração Distribuída para os Próximos 10 anos (2014-2023). Disponível em http://www.epe.gov.br/

[10] International Energy Agency (IEA). Digitalization & Energy. 2017.

[11] International Renewable Energy Agency (IRENA). Disponível em https://irena.org/solar. Acesso em 23 de agosto de 2019.

[12] Ministério de Minas e Energia (MME)/EPE. Plano Decenal de Expansão de Energia 2027. Disponível em http://www.mme.gov.br/.

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

Para ler outros artigos e publicações acesse o nosso Blog.

Para saber mais sobre este interessante assunto inscreva-se em um dos nossos cursos. A programação dos cursos está disponível aqui.

A Inergial também está presente nas redes sociais: LinkedIn, Facebook e Instagram.

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

O post A Disrupção Solar Já Começou! apareceu primeiro em Inergial.

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.

Para ler outros artigos e publicações acesse o nosso Blog.

Para saber mais sobre este interessante assunto inscreva-se em um dos nossos cursos. A programação dos cursos está disponível aqui.

A Inergial também está presente nas redes sociais: LinkedIn, Facebook e Instagram.

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

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

Apesar do sucesso da GD, é natural que resoluções sejam revisadas e aprimoradas continuamente, e com a REN nº 482 não tem sido diferente. Até o momento ela foi revisada em alguns aspectos pela REN nº 687 e pela REN nº 786 em 2015 e 2017, respectivamente. Em 2015, entretanto, o artigo 15 foi adicionado na resolução determinando que a REN nº 482 seria revisada até 31 de dezembro de 2019. E, de fato, a Agenda Regulatória da ANEEL, para o biênio 2018-2019, estabeleceu, no item 50, a atividade para aprimorar a REN nº 482 no primeiro semestre de 2018.

Em maio de 2018 a Nota Técnica nº 0062/2018 instaurou a abertura da Consulta Pública 010/2018 – apenas a primeira de sucessivas etapas – para a apresentação do relatório de Análise de Impacto Regulatório (AIR) e de Audiências Públicas até a publicação da resolução aprimorada.

Como os aspectos técnicos já haviam sido aprimorados anteriormente, agora o enfoque desta revisão será o aspecto econômico e a forma de compensação de energia, conforme a Nota Técnica textualmente explica:

[…] Assim, o Sistema de Compensação precisaria ser reavaliado de modo a equilibrar a regulamentação com a situação atual do mercado, sendo necessário avaliar a pertinência da forma de remuneração atual, ponderando a previsão da magnitude dos impactos que a GD causará na rede e a sua sustentabilidade.

ANEEL. Nota Técnica nº 0062/2018, fl. 6.

É interessante destacar que a quantidade de consumidores que instalaram micro ou minigeração tem sido inferior às projeções realizadas pela ANEEL. Contudo, os impactos reais da GD são mais importantes em relação à potência total instalada do que à quantidade de conexões. E, sobre a potência instalada, as projeções também falharam, pois de fato ela é bem superior ao que se esperava.

A ideia central é evitar que a regulamentação da GD, de acordo com a visão da Agência, seja, ao mesmo tempo, muito boa para “prossumidores” (consumidores com GD) e muito ruim para os demais consumidores. Assim, a Nota técnica ainda pontua:

[…] a AIR visa avaliar formas diferentes de compensação da energia injetada na rede por unidades consumidoras com micro ou minigeração distribuída, quantificando seus impactos para os diversos envolvidos, de modo a escolher aquela que implique em maiores benefícios totais para a sociedade.

ANEEL. Nota Técnica nº 0062/2018, fl. 7.

Atualmente o Sistema de Compensação faz com que a energia injetada pelo prossumidor seja compensada integralmente por todas as componentes tarifárias que compõem a fatura de energia. Na prática, o prossumidor paga a diferença da energia injetada e a energia consumida da rede, ou seja, se o medidor bidirecional registra, por exemplo, 250 kWh de energia consumida (energia que entra) e 150 kWh de energia injetada (energia que sai), a cobrança incidirá sobre a diferença de 100 kWh, respeitando-se a fatura mínima referente ao custo de disponibilidade. Atualmente a quantidade de energia injetada tem o mesmo valor que a energia consumida da rede, embora a diferença seja calculada em kWh e não em Reais.

A proposição da revisão criou 6 alternativas (da alternativa 0 a alternativa 5) que deixam de faturar sobre a diferença e passam a faturar, progressivamente, sobre toda a energia consumida da rede sobre diferentes componentes tarifárias.

A fatura de energia elétrica para o grupo B (basicamente consumidores residenciais e comerciais conectados em baixa tensão), como a conhecemos hoje, é composta basicamente de duas tarifas: a Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD) e a Tarifa de Energia (TE). A TUSD e a TE, por sua vez, são compostas por outras componentes tarifárias, a saber:

TE = Energia + Encargos;

TUSD = Fio A + Fio B + Perdas + Encargos.

A componente “Energia” refere-se ao custo da energia propriamente dita, que foi gerada em algum (ou alguns) dos milhares de empreendimentos de geração elétrica no país, comprada e revendida aos consumidores pelas distribuidoras de energia. As componentes chamadas “Fio A” e “Fio B” referem-se ao transporte da energia e agregam outros custos regulatórios.

Claramente as alternativas apresentadas põem em foco a TUSD e as suas componentes porque o prossumidor é capaz de gerar a sua própria energia, mas não dispõe de sistema de distribuição próprio e, quando injeta energia na rede, o faz pela infraestrutura de distribuição já existente da distribuidora local.

Entretanto, o primeiro impacto da GD, sem dúvida, é a energia evitada. A quantidade de energia gerada pelos sistemas de micro ou minigeração faz com que a mesma quantidade de energia deixe de ser comprada pela distribuidora das centrais geradoras. A distribuidora deixa de ter o custo e a receita dessa energia, mas reivindicaria, mesmo assim, a utilização do seu sistema de distribuição pela GD – o chamado “serviço fio” – já que os sistemas de micro ou minigeração (chamados de sistemas on-grid) estão conectados à sua rede elétrica de distribuição.

A discussão, contudo, precisa ser avaliada porque não se pode afirmar que a GD aumentaria o fluxo energético na rede de distribuição ocasionando aumento de custo para a distribuidora. Pela mesma lógica, ao contrário, a GD poderia aliviar esse fluxo ocasionando na prática um ganho ou saving para a distribuidora. Ou, ainda, a situação pode ser mais complexa e uma combinação das duas possibilidades, dependendo da região, da época do ano, tipo de consumidor e perfil de consumo (curva de carga).

Uma simulação básica com valores hipotéticos mostra o valor da TE e da TUSD por kWh e a contribuição porcentual das componentes tarifárias.

Se tomarmos um exemplo de aplicação residencial, em um dado período, supõe-se que um microgerador fotovoltaico gera 200 kWh e o consumo total da residência é 300 kWh. Assim, a fatura de energia pela regra atual será de (300-200) kWh multiplicado pela tarifa de fornecimento (TE+TUSD), o que resulta em R$ 50,00. Neste caso não importa quanta energia foi injetada pelo microgerador na rede porque a compensação de energia é sempre integral (1:1) e a economia é dada pela razão da geração fotovoltaica pelo consumo total (200 kWh/300 kWh) ou 66,7% (sem GD essa residência pagaria R$ 150,00 de energia elétrica).

Agora, vamos simular a fatura segundo as demais alternativas propostas para a revisão do Sistema de Compensação. Para tanto, é fundamental saber quanta energia é injetada porque as demais componentes tarifárias não serão compensadas integralmente. Utilizando o exemplo anterior definimos a primeira situação em que 50 kWh são injetados na rede e, portanto, são consumidos na rede (300-200) kWh + 50 kWh = 150 kWh:

À medida que cada componente tarifária deixa de ser compensada integralmente, a economia da GD cai drasticamente.

Considerando-se o mesmo exemplo em uma segunda situação, mas com energia injetada de 128 kWh:

Por trás da quantidade de energia injetada na rede há um importante e essencial conceito: o fator de simultaneidade – proporção da energia gerada que é consumida instantaneamente. Nas duas situações acima, 50 kWh de energia injetada corresponde a 150 kWh de energia consumida instantaneamente e 128 kWh de energia injetada corresponde a 72 kWh de energia consumida instantaneamente, ou 75% e 36% de simultaneidade, respectivamente.

Nota-se que nas duas simulações a geração fotovoltaica e o consumo total não sofreram alteração. Quanto maior a energia injetada ou quanto mais se “utiliza” a rede de distribuição quando há excesso momentâneo de geração, menor será a economia que a GD proporcionará. Então, é possível conhecer o custo da energia injetada para cada alternativa, considerando-se os valores hipotéticos da TE e da TUSD.

Independentemente da geração, consumo total ou fator de simultaneidade, implicitamente cada alternativa proposta “taxa” diretamente a energia injetada e consequentemente o uso da rede da distribuidora. O custo da energia injetada das alternativas 4 e 5 é igual e superior, respectivamente, à TUSD deste exemplo (R$ 0,25/kWh). Na primeira situação o prossumidor que injeta 50 kWh pela alternativa 1, teria um custo adicional da sua microgeração de 50 kWh · R$ 0,14/kWh = R$ 7,00 e na segunda situação de R$ 17,92. Portanto, percebe-se que o que está em discussão na revisão da REN nº 482 é a remuneração das distribuidoras pelos micros e minigeradores quando há injeção. E aí, quanto menor o fator de simultaneidade, maior será esse custo adicional.

Relatório de AIR

Na análise da GD para compensação local, o relatório indica que não será economicamente sustentável manter o Sistema de Compensação na alternativa 0 (atual). A possibilidade é avançar para a alternativa 1 quando se atingir 3,365 GW, esperado para 2025. Este marco de potência instalado é chamado de gatilho.

A AIR pontua que considerou manter por 25 anos (expectativa da vida útil do sistema fotovoltaico) a compensação de energia segundo a regra vigente para micro e minigeradores instalados até o final de 2019. A partir de 2020 até o ano do gatilho manter-se-á a alternativa 0 por 10 anos e depois a energia passará a ser compensada pela alternativa 1. Novos sistemas instalados a partir do gatilho passam a compensar diretamente pela alternativa 1.

Para as micro e minigerações para compensação remota, a análise sugere que o equilíbrio econômico será desfeito em poucos anos e propõe dois gatilhos: 1,25 GW e 2,13 GW, esperados para 2022 e 2025, respectivamente.

O primeiro gatilho muda a compensação para a alternativa 1 e o segundo gatilho para a alternativa 3. A compensação remota teria regras novas e ficaria assim:

Instalações até 2019 teriam compensações mantidas pela alternativa 0 por 25 anos. Instalações entre 2020 e o primeiro gatilho (1,25 GW) teriam compensação pela alternativa 0 por 10 anos e depois mudariam para a alternativa 3. Instalações entre os dois gatilhos seriam compensados pela alternativa 1 por 10 anos e depois mudariam para a alternativa 3. Após o segundo gatilho as instalações passam a compensar diretamente pela alternativa 3.

Considerações Finais

A GD é benéfica porque adia investimentos em novas redes de transmissão e distribuição, aumenta progressivamente a energia evitada, reduz perdas na distribuição e na transmissão, além de contribuir para a redução da emissão de gases do efeito estufa e da poluição atmosférica e ainda diversifica a matriz energética. No tempo de análise (2020 a 2035) a manutenção da regra atual (alternativa 0) é bastante positiva: a GD deixaria de emitir 79 milhões de toneladas de CO₂ e geraria 589 mil empregos ao invés dos 433 mil que a alternativa 1 sugere.

Em uma eventual mudança da resolução a GD não deixará de evoluir, mas sua taxa de crescimento será nitidamente mais lenta, adicionando pelo menos 12 meses ao payback do sistema fotovoltaico com a adoção da alternativa 1. Embora os gatilhos sugeridos pareçam estar distantes no tempo, a GD avança rapidamente e, por enquanto, sem travas. O custo adicional da energia injetada aumenta à medida que se diminui a simultaneidade e a GD tenderia a ser menos atrativa para consumidores residenciais onde o consumo é mais concentrado nos horários de ponta, desalinhados com a geração fotovoltaica, fora da ponta. O percentual típico de simultaneidade para consumidores residenciais é de 36%, segundo dados da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) e, assim sendo, os consumidores residenciais seriam os mais afetados.

Embora as distribuidoras possam reivindicar que as componentes tarifárias da TUSD ou a TUSD inteira não deva ser compensada pela GD – porque isso acarretaria em prejuízo – vale lembrar que os consumidores cativos já estão sujeitos ao custo de disponibilidade, que é o mínimo de fatura que se paga, mesmo não consumindo energia da rede. Qualquer mudança na resolução deveria, então, isentar os prossumidores deste custo, substituindo-o pelo custo adicional da energia injetada que estariam sujeitos.

Atualmente, há mais de 70 mil unidades consumidoras gerando a própria eletricidade, acumulando 720 MW de potência solar proveniente de recursos financeiros próprios. Adicionando-se a capacidade instalada de geração centralizada, a energia solar entrega 2,8 GW em todo o país, muito pouco se comparado com EUA e Japão com 50 GW cada um. É nítido, portanto, que os gatilhos propostos irão impor forte freio à expansão solar brasileira.

Em suma, é difícil entender como “maiores benefícios totais para a sociedade” serão alcançados com qualquer alternativa que não a atual, se claramente há risco para menor geração de empregos, estagnando a cadeia de valor fotovoltaica desenvolvida e com piores consequências para o meio-ambiente. É necessário observar o amadurecimento da fonte solar antes de impor qualquer freio financeiro tão cedo, afinal, existem mais de 80 milhões de unidades consumidoras, sobretudo consumidores residenciais.

Talvez a mudança da resolução seja inevitável, mas de forma alguma a energia solar será inviável, pelo contrário, o avanço tecnológico dos sistemas fotovoltaicos poderá impulsioná-la ainda mais. O importante é não desistir da energia solar, fonte inesgotável e limpa; a única com acesso viável – e individual – para pessoas e empresas realizarem a sua evolução energética, criando seus próprios meios de desenvolvimento sustentável. A GD trouxe a oportunidade e a opção do consumo energético sustentável em si, proporcionando, também, ganhos econômicos. Agora, espera-se que a GD não seja uma decisão meramente financeira!

“A energia é a artéria vital de cada desenvolvimento natural e social. Nenhum processo vital, natural ou social, é concebível ou descritível sem o seu fundamento energético”

Hermann Scheer, em O Manifesto Solar.

Fontes

[1] ANEEL. Resolução Normativa nº 482/2012. Disponível em: http://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren2012482.pdf

[2] ANEEL. Resolução Normativa nº 687/2015. Disponível em: http://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren2015687.pdf

[3] ANEEL. Agenda Regulatória. Disponível em http://www.aneel.gov.br/agenda-regulatoria-aneel

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

[5] Zilles, Roberto et al. Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede Elétrica. Ed. Oficina de Textos. São Paulo, 2012.

[6] Empresa de Pesquisa Energética (EPE). Nota Técnica DEA 26/14 – Avaliação da Eficiência Energética e Geração Distribuída para os Próximos 10 anos (2014-2023). Disponível em http://www.epe.gov.br/

[7] ANEEL. Geração Distribuída. Acesso em 23 de abril de 2019. Disponível em http://www2.aneel.gov.br/scg/gd/GD_Fonte.asp

[8] ANEEL. BIG – Banco de Informações de Geração: Capacidade de Geração do Brasil. Acesso em 23 de abril de 2019. Disponível em http://www2.aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadebrasil/capacidadebrasil.cfm

[9] Scheer, Hermann. O Manifesto Solar: Energia Renovável e a Renovação da Sociedade. CEPEL – CRESESB. Rio de Janeiro, 2015.

Para ler outros artigos e publicações acesse o nosso Blog.

Para saber mais sobre este interessante assunto inscreva-se em um dos nossos cursos. A programação dos cursos está disponível aqui.

A Inergial também está presente nas redes sociais: LinkedIn, Facebook e Instagram.

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

O post Revisão da REN nº 482: Impactos para a Geração Distribuída e para a Energia Solar 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.

O post Novidade: curso “Energia Integrada Sustentável” apareceu primeiro em Inergial.