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.
Fonte: autoria própria com dados da ANEEL (2018).
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”.
Fonte: autoria própria com dados da ANEEL (2018).
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.
Fonte: ANEEL, 2019.
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).
Fonte: autoria própria com dados da ANEEL (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.
Fonte: autoria própria com dados da ANEEL.
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).
Fonte: autoria própria.
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.
Fonte: autoria própria.
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.
Fonte: autoria própria.
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.
Fonte: autoria própria.
Os exemplos anteriores demonstram que o fator de simultaneidade é crítico para a viabilidade financeira. Os prossumidores com fator de simultaneidade mais baixo serão os mais afetados. Assim, espera-se que as residências fiquem mais sensíveis e sejam mais impactados financeiramente. Os prossumidores com perfil de consumo comercial estarão menos sensíveis a atual proposta.
Nota-se que a alternativa 5 cobra mais que o valor da TUSD (R$ 0,40/kWh) pela energia injetada e parece querer inibir a atuação do prossumidor (residencial ou comercial) como gerador local. Ao contrário, o custo desproporcional sugere punição ao prossumidor que romper com o modelo tradicional de distribuição.
Considerações Finais
A sugestão de revisão do relatório de AIR de 2018 gerou críticas, mas mostrou-se viável para o crescimento da GD, principalmente a local. A regra atual valeria por 25 anos, oferecendo segurança regulatória para as instalações existentes, e transição de 10 anos para as instalações pós-revisão, embora o gatilho muito baixo (1,25 GW) – que inclusive já foi superado – precisasse ser rediscutido oportunamente.
A proposta recente da ANEEL foi recebida com espanto e gerou reações ásperas. O mercado esperava uma proposta coerente e alinhada com a sugestão do ano passado. Adotou-se, contudo, a alternativa mais desfavorável para a GD, negligenciando os prossumidores já conectados ou qualquer contribuição oferecida em consultas públicas anteriores. A proposta tem força para extinguir a GD remota desprezando um mercado pujante que desenvolveu milhares de negócios, criou empregos e que demonstra o esforço genuíno de pessoas e empresas que investiram capital próprio. Para prossumidores locais, os menos afetados serão os que têm fator de simultaneidade maior, com consumo mais alinhado com geração.
É nítido que a atual regra é incentivada para desenvolver a GD. Mas a proposta tenta agora paralisar a expansão. A mudança da regra tenta remunerar as distribuidoras de energia com argumentos subjetivos sobre maturidade do mercado e subsídio. No primeiro os dados mostram o contrário e no segundo a análise carece de estudo detalhado. O risco de subsídio cruzado precisa ser estimado e quantificado para basear decisões. A análise, portanto, deve ser ex post.
Caso a proposta se confirme como está, os prossumidores correm o risco de custear as distribuidoras de energia se forem desconsiderados os benefícios técnicos locais da GD, enquanto os consumidores que dependem exclusivamente da rede provavelmente continuarão a pagar preços crescentes da tarifa.
A GD é uma nova forma de gerar e consumir eletricidade e precisa de uma nova estrutura tarifária que valorize os seus benefícios para a sociedade como um todo. O modelo tarifário atual só fortalecerá o modelo centralizado de geração que encontra do outro lado o consumidor-refém, cliente cativo do mercado regulado. A quem interessa manter esse modelo?
Para que a GD avance e expanda seus benefícios para a sociedade como um todo sugiro mudanças pontuais na fatura do prossumidor:
- exclusão de bandeira tarifária para a energia injetada;
- redução da cobrança das componentes ‘encargos’ da TE e da TUSD para a energia injetada;
- redução proporcional da componente ‘perdas’ em função do volume injetado;
- substituição do custo de disponibilidade por serviço de uso da rede;
- bônus para energia injetada em horários de maior demanda;
Contribuições sobre o assunto podem ser enviados até 30 de novembro de 2019 das seguintes maneiras:
- e-mail para: cp025_2019@aneel.gov.br
- correspondência para a ANEEL no endereço: SGAN, Quadra 603, Módulo I, Térreo, Protocolo Geral, CEP: 70830-100, Brasília – DF.
Referências
ABRADEE (Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica). Planilhas de 1996 a 2019 (ref. 2018). Disponível em http://www.abradee.org.br/planilhas-de-1996-a-2018-ref-2017/. Acesso em 25 de outubro de 2019.
ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica). BIG – Banco de Informações de Geração: Capacidade de Geração do Brasil.. Disponível em http://www2.aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadebrasil/capacidadebrasil.cfm. Acesso em 16 de outubro de 2019
—. Entenda melhor o que a ANEEL está propondo para o futuro da GD. Disponível em https://www.aneel.gov.br/sala-de-imprensa-exibicao-2/(…). Acesso em 17 de outubro de 2019.
—. Geração Distribuída. Disponível em http://www2.aneel.gov.br/scg/gd/GD_Fonte.asp. Acesso em 18 de outubro de 2019.
—. Relatório de Análise de Impacto Regulatório nº 0004/2018. Disponível na seção de Audiências Públicas (AP nº 001/2019).
—. Resolução Normativa n° 482. 2012.
—. Revisão das regras de geração distribuída entra em consulta pública. Disponível em https://www.aneel.gov.br/sala-de-imprensa-exibicao/(…). Acesso em 17 de outubro de 2019.
Agência Canal Energia. GD remota pode ver atratividade reduzida em 2020. Disponível em http://canalenergia.com.br/noticias/53115332/gd-remota-pode-ver-atratividade-reduzida-em-2020. Acesso em 17 de outubro de 2019.
Delgado, Marco. A sociedade do Espetáculo II: eclipse energético. Out/2019. Disponível em http://www.abradee.org.br/a-sociedade-do-espetaculo-ii-eclipse-energetico-marco-delgado/. Acesso em 25 de outubro de 2019.
EPE (Empresa de Pesquisa Energética). Nota Técnica PR 08/18. Recursos Energéticos Distribuídos 2050. Rio de Janeiro, 2018.
Santana, Edvaldo e Leite, Nelson Fonseca. Subsídios Tarifários têm Prazo de Validade? Disponível em http://www.abradee.org.br/subsidios-tarifarios-tem-prazo-de-validade/. Acesso em 25 de outubro de 2019.
SECAP (Secretaria de Avaliação, Planejamento, Energia e Loteria do Ministério da Economia). Visão da SECAP sobre o Setor de Energia: o caso da micro e minigeração distribuída. Junho de 2019. Disponível em http://www.fazenda.gov.br/centrais-de-conteudos/publicacoes/analises-e-estudos/arquivos/2019/visao-da-secap-sobre-o-setor-de-energia-o-caso-da-micro-e-minigeracao-distribuida. Acesso em 24 de outubro de 2019.
MME (Ministério de Minas e Energia) /EPE (Empresa de Pesquisa Energética). Plano Decenal de Expansão de Energia 2027. Brasília, 2018.
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Sobre o autor | Igor Cordeiro é instrutor de energias renováveis na Inergial Energia Ltda.
