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  • Pedro Drumond Junior

Regulação e mercado de Geração Distribuída

O Brasil é o terceiro país do mundo com maior percentual de energias renováveis em sua matriz de geração de energia elétrica, com mais 80% em relação ao total de 175 GW instalados. A energia hidráulica, responsável por 60%, perdeu mais de 20% de representatividade nas últimas 2 décadas, especialmente pelo crescimento da energia eólica e dificuldades para construção de novas usinas de grande porte e impacto ambiental associado a este tipo de empreendimento. Atualmente, a energia eólica, gerada em grandes parques, já representa mais de 10% da capacidade instalada. Após 2 décadas de desenvolvimento de projetos usando a fonte eólica, os valores comercializados reduziram de forma a colocar essa fonte como economicamente competitiva.


Falando em geração distribuída, em março de 2021 são 430.000 sistemas totalizando 5 GW. Com prováveis avanços da economia após pandemia, aumento na demanda por energia elétrica e necessidade de redução de impactos ambientais por intervenções na natureza, a expansão da geração será baseada em energia solar, eólica, biomassa e novas tecnologias que ajudarão a estabilizar a base de despacho da matriz. A expectativa é de que a energia solar seja uma das fontes que mais cresça nos próximos 10 anos, com investimentos previstos para grandes usinas e também sistemas de pequeno porte conectados às redes de distribuição.


Em 2012, a ANEEL publicou a REN 482, que estabelecia os fundamentos e apresentava a primeira regulação permitindo a consumidores residenciais, comerciais e industriais instalar sistemas conectados às redes existentes de abastecimento elétrico, através do sistema de compensação de créditos em energia, conhecido também como “net metering” ou, em português, medição líquida. Para que os projetos fossem aprovados, foi determinado que a concessionária local deveria fazer uma avaliação e então realizar a substituição do medidor para um modelo bidirecional, calculando créditos e débitos em energia acumulados ao longo dos períodos de medição. Estes consumidores foram denominados de prossumidores.


Em 2015 a regulação foi revisada através da REN 687. Desde 2018 a ANEEL vem discutindo a próxima revisão deste modelo, que parece estar próximo à aprovação em 2021. Foram propostas alternativas de mudança, sendo que o principal debate é relacionado à cobrança, do prossumidor, de uma parcela da tarifa conhecia como Fio B. Esta parcela é a responsável pela remuneração das empresas distribuição e representa, em média, 28% do valor líquido das tarifas, variando muito entre os estados. A depender da forma como tal alteração for implementada, poderia haver redução da atratividade para investidores, pois o retorno econômico ficaria um pouco mais longo. Os apoiadores da mudança argumentam que a fonte solar FV já tem preços competitivos e, com as crescentes quedas nos custos de sistemas e equipamentos, a atratividade econômica não seria afetada.


O debate tomou âmbito nacional atingindo a mídia popular, incluindo propagandas realizadas por entidades que apoiam a eliminação dos benefícios concedidos pela REN 482. Os argumentos são os mesmos, sempre relacionados aos possíveis aumentos de despesas por parte das concessionárias. No entanto, entidades associadas à energia solar vêm desenvolvendo estudos e documentação argumentando que os benefícios da GD são muito maiores que os considerados. Geração de empregos, arrecadação de impostos, redução de perdas no sistema de distribuição de energia, expansão tecnológica e maior distribuição de renda são pontos importantes que parecem ser desconsiderados nas propostas de revisão da ANEEL. A própria agência já se pronunciou dizendo que não cabe a ela avaliar estes pontos e que este assunto deve ser discutido em outras esferas governamentais. Como exemplo de benefícios da GD, um estudo recente da ABSOLAR mostrou que para cada R$ 1 investido em energia solar FV, a sociedade tem retorno de R$ 3, considerando ganhos sociais e econômicos. Ainda segundo a Associação, o nível de 8 GW alcançado pela fonte solar em 2021 (considerando GD e usinas de grande porte), representa investimentos na ordem de R$ 40 Bilhões, geração de 240 mil empregos e R$ 12 Bilhões em impostos. Mesmo com todo esse crescimento, o Brasil entrou apenas em 2020 na lista dos 20 países com maior capacidade instalada de energia solar.


Paralelo a essa discussão circula no congresso uma série de projetos que visam assegurar, dentre outras coisas, a garantia das regras atuais para investidores em sistemas GD. Em 2019 foi apresentado o Projeto de Lei (PL) 5829 e em março de 2021 foi protocolado na câmara dos deputados o texto substitutivo propondo a criação de um Marco Legal para a GD. São pontos de mudança que visam a manutenção das regras atuais, garantia para investidores e fomento ao crescimento dos sistemas de geração por fontes renováveis no modelo de GD. Um ponto muito importante diz respeito a manutenção das regras para os consumidores com sistemas já instalados ou protocolados nas concessionárias anteriormente à data efetiva da alteração das normas. O chamado direito adquirido deve ser mantido por cerca de 25 anos, segundo a proposta do texto complementar. Outro tópico do texto propõe que, após a alteração da legislação, os consumidores terão um período de 12 meses para protocolar e instalar sistemas em GD mantendo os mesmos direitos sobre o modelo de compensação de créditos.


Adicionalmente, após o período de 12 meses de transição, haveria uma série de regras aplicáveis e períodos diferentes de inclusão a novas regas, de acordo com a modalidade de compensação: geração junto a carga, autoconsumo remoto, EMUC, geração compartilhada limitada a uma certa potência, dentro outros. Ou seja, para cada tipo de sistema haveria uma regra diferente, objetivando reduzir os impactos nas tarifas e manter a atratividade econômica. Um outro pronto de destaque é relativo à cobrança da demanda contratada para sistemas de minigeração conectados à rede de média tensão (acima de 75 kW). Atualmente, uma usina instalada unicamente para exportar energia, onde não há carga e apenas exportação da eletricidade, está sujeita ao pagamento da mesma tarifa de demanda contratada, conhecida como TUSD C, aplicada aos consumidores. A proposta sugere que essas usinas sem carga façam pagamento da TUSD G (referente a geração e não ao consumo). De fato, como essas usinas estão instaladas em locais onde não há consumo, objetivando apenas exportação para a rede, alterar esta cobrança seria importante porque a diferença de preços entre as 2 tarifas pode chegar a 70%, o que reduziria muito o custo fixo com a usina.


Assim, a conclusão sobre a permanência ou alteração do modelo atual de compensação de créditos e benefícios que das fontes renováveis conectadas em GD parece estar próxima. Mesmo com fortes argumentos sobre aumento de despesas para empresas de distribuição refletindo em aumento de tarifas, a tendência é que o fomento aos sistemas GD seja mantido. Pesquisas mostram que a população entende a necessidade de aumentar a participação das fontes renováveis na matriz brasileira, especialmente no modelo de GD. Os consumidores querem ter a oportunidade de gerar sua própria energia e obter retornos econômicos com redução nas faturas elétricas. As instituições financeiras cada vez mais aumentam a disponibilidade de linhas de crédito e o setor não para de crescer. Mesmo com a pandemia iniciada em 2020 o crescimento do mercado está acima de outros setores tradicionais da econômica. O número de empresas e profissionais atuando na área também aumenta de forma acelerada e os investimentos seguem a mesma tendência.

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