Tendência: Brasil bate a marca de 1GW em geração distribuída

Mercado brasileiro parece maduro para discutir a regulação que afeta o avanço energético no país

Em junho de 2019 o Brasil ultrapassou a marca de 1GW de potência instalada em micro e minigeração distribuída de energia elétrica. Sem dúvida, trata-se de um grande avanço, iniciado em grande parte pela regulação da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), por meio das Resoluções Normativas 482/2012 e 687/2015. Esses instrumentos legais permitiram ao consumidor o direto de gerar sua energia elétrica a partir de fontes renováveis ou cogeração qualificada e fornecer o excedente para a rede de distribuição a qual está conectado.

A regulamentação iniciou no país o processo de empoderamento do consumidor de energia elétrica apoiada, como alega a Agência, na preocupação de manter o equilíbrio do sistema, promovendo a incorporação de novas tecnologias. Segundo palavras de André Pepitone, diretor-geral da Aneel, “a geração distribuída equivale, no setor elétrico, à revolução do smartphone nas telecomunicações”; palavras que tendo a concordar, mas ao propor ajustes da regulamentação, por meio da Audiência Pública (AP 001/19), cabe algumas reflexões que trataremos ao longo deste artigo.

PONDERAÇÕES

Uma vez que a fonte mais utilizada para micro e minigeração distribuída, pelos consumidores brasileiros, é a solar fotovoltaica, com 82,6 mil micro e mini usinas e cerca de 870MW de potência instalada, o tema torna-se muito importante.

Para Rodrigo Limp, diretor da Aneel e relator da revisão da norma (Resolução 482), “a expressiva marca de 1GW da geração distribuída no Brasil é fruto do nosso grande potencial para exploração de fontes renováveis e também da confiança no marco regulatório. Temos a convicção que o crescimento será ainda mais robusto nos próximos anos, o que torna ainda mais importante o debate de revisão da Resolução 482, para que esse crescimento ocorra de forma sustentável, com equilíbrio entre os consumidores”.

Cabe esclarecer que tal resolução instituiu o net metering, um sistema de compensação que permite aos consumidores proprietários de geração distribuída (GD) ter o direito a créditos pela energia produzida, não consumida e injetada na rede das distribuidoras – créditos esses que podem ser utilizados ao longo de 60 meses.

Desde a publicação da referida norma, observa-se que o dispositivo não logrou sucesso no desenvolvimento do mercado de GD. Sendo assim, em 2015, a Aneel revisou a norma, criando três novas modalidades para enquadramento do sistema de compensação e ampliando os limites de potência das unidades geradoras. Quando da publicação da nova norma (Resolução 687/2015), a agência propôs nova revisão das regras até o fim de 2019.

Dessa forma, em maio de 2018, a Aneel iniciou a discussão por meio da Consulta Pública 010/2018, que recebeu inúmeras contribuições, as quais se transformaram na AP 001/19.

Diante do exposto, a G2A, empresa da qual sou sócia, acredita na competitividade da GD e no seu potencial crescimento de forma contínua e sustentável. A fim de contribuir no processo de discussão para o aprimoramento da regra, mostramos aqui uma versão simplificada aos leitores sobre o material disponibilizado no âmbito da audiência pública, buscando, assim, inibir que benefícios inadequados prevaleçam na revisão da norma. O material disponibilizado para discussão entende que o impacto de uma geração local deve ser avaliado de forma independente da geração remota (fazendas solares).

Nela, a Aneel apresentou seis alternativas de como a energia injetada pode ser tratada para fins de compensação. No cenário base (zero), regra ora vigente, para cada 1kWh injetado, o gerador retira o mesmo 1kWh. Já no cenário 1, para cada 1kWh injetado na utilização do crédito, seria reduzida a parcela (tarifa) correspondente a parcela Fio B.

*Fio A – Custos com ativos de terceiros (transmissoras e outras distribuidoras)

*Fio B – Custos com ativos próprios, inclui operação e manutenção (O&M)

Cabe esclarecer que as opções propostas passam a vigorar sempre que se atinge gatilhos relacionados à capacidade instalada. Por exemplo, o 1° gatilho está previsto quando os consumidores de geração in loco tenham uma potência instalada de 3365MW e de 1,25GW para geração remota (fazendas solares). O 2° gatilho, por sua vez, foi definido em 2310MW para geração remota. Nas diversas simulações apresentadas, espera-se que as alternativas 4 e 5 só vigorem após atingir 4,5GW.

Foram propostas ainda a necessidade de garantir:

■■ a manutenção das regras vigentes por 25 anos aos consumidores que optarem em instalar sistema de compensação local ou remota até o final de 2019.

■■ a manutenção das regras aplicáveis por 10 anos aos consumidores que instalarem compensação local ou remota do início de 2020 até o atingimento do 1° gatilho.

*Fio A – Custos com ativos de terceiros (transmissoras e outras distribuidoras) Fio B – Custos com ativos próprios, inclui operação e manutenção (O&M)

Recomenda‐se, portanto, que sejam mantidas as regras vigentes por tempo predeterminado unicamente para os consumidores que já solicitaram acesso a distribuidoras – e não a todos os consumidores entrantes até o final de 2019 ou em data posterior à publicação de nova resolução. Embora estudos como o Utility of the Future, do Massachusetts Institute of Technology (MIT), provem que a aplicação de um sistema de compensação (net metering), associado a tarifas puramente volumétricas, implicaria em um “subsídio cruzado dos usuários com GD pelos consumidores sem GD”, mais a dosimetria adequada, cabe ao mercado em conjunto com o regulador encontrar o melhor ponto de equilíbrio.

Para tanto, a G2A espera que, na busca por esse equilíbrio, a Aneel regulamente a tarifa binômia discutida na Audiência Pública 059/2018, a fim de garantir a manutenção de uma regra independente que visa corrigir as imperfeições no sinal tarifário.

MARIANA GALHARDO Sócia da G2A Consultores