Por Canal Energia

Maurício Godoi

A segunda revisão da resolução normativa 482/2012, que regulamentou e incentivou a micro e minigeração distribuída está em curso. A perspectiva da Agência Nacional de Energia Elétrica é fazer com que as novas regras entrem em vigor a partir de 2020. Esses prazos já são mais do que conhecidos do setor elétrico, mas para que realmente saiam do papel e cheguem ao dia a dia das pessoas há uma discussão acalorada entre as partes interessadas de acordo com sua posição na cadeia. Em comum há o consenso de que a alteração é necessária, mas as questões principais são quando e como será implementada a regra.

Esse processo ganha um tempero a mais ao se considerar que concomitantemente a esta audiência pública corre a discussão sobre a tarifa binômia. Na avaliação do sócio do escritório Madrona Advogados, Rodrigo Machado, que participou da sessão presencial em Brasília, a audiência pública da tarifa multipartes pode, caso aprovada, levar a um tipo de tarifação dupla dos sistemas que não puderem compensar toda a energia injetada na rede.

Em sua análise, a revisão da 482 trata de resolver um problema específico das distribuidoras, mas pode causar um problema adicional. “Não é simples a implantação da tarifa binômia, o que a Aneel está querendo fazer é criar artificialmente essa nova estrutura para quem tem GD e isso traz distorções. Muda a forma de compensação para esses investidores, quando for implementada a binômia propriamente dita, passará a valer para todos na BT, inclusive os que não poderão compensar sua geração injetada na rede. O que acaba por caracterizar uma dupla cobrança”, analisou.

Contudo, ainda há tempo para corrigir essa distorção uma vez que a AP ainda terá a segunda fase. Essa forma seria a da inclusão de cláusula que prevê esse tipo de alteração tarifária ao longo do tempo na revisão da 482.

O consultor Mateus Cavaliere, da PSR, avalia que a tarifa binômia é um fator que deveria ser adotado antes da revisão da 482, pois está totalmente relacionada ao tema da remuneração das distribuidoras. “Temos claramente dois assuntos com sua importância e a ordem de julgamento e sequência deveria ser primeiro a binômia para a baixa tensão e, posteriormente, vir a revisão da 482 e não correrem em paralelo”, afirmou. Apesar disso, também acredita que a Aneel possa implantar um dispositivo que corrija a distorção.

Por sua vez José Marangon, presidente da MCE Consultoria, lembra que em outros países onde a GD tem ampla participação já existe a tarifação binômia e que a remuneração das distribuidoras é uma operação mais equalizada por conta dessa infraestrutura que por aqui está longe de se tornar uma realidade. Para ele, não adianta querer mudar a estrutura tarifária sem o medidor, a necessidade de investimentos ainda é muito alta no país para que a segregação possa ser implantada.

Bárbara Rubim, CEO da Bright Strategies, lembra ainda que diferentemente da revisão da 482 ainda não há uma indicação clara para a tarifação binômia o que deixa esse cenário mais incerto. Para ela, o ideal seria que os processos tramitassem juntos diante do objetivo de ambas, senão corre-se o risco de indiretamente pagar-se duplamente a TUSD, corroborando assim a avaliação de Rodrigo Machado.

Em sua participação no Agenda Setorial, primeiro evento da agenda do setor elétrico no ano, promovido pelo Grupo CanalEnergia-Informa Exhibitions, o diretor geral da Aneel, André Pepitone reconhece que ambos os temas estão relacionados por se tratarem da mesma coisa e que acabam se encontrando. “Cobrar o fio independente de GD ou não é fato que está claro, o regulador tem plena ciência de que da forma que está não há a remuneração da rede”, comentou.

Ele explicou que a REN no. 482 foi o nascedouro da tecnologia e foi feita com clareza de horizontes para a sua revisão, que apontava para 2019 como o momento de discussão para seu aperfeiçoamento de como seria dada a tarifação da rede. Além disso, avaliaria todo o benefício para a rede. “É um processo inexorável e tendência mundial, chegou o momento em 2019 quando contamos, agora com 83 mil consumidores e 900 GW. A meta é de equilibrar a relação e estabelecermos em regulamento para termos a previsibilidade, desenvolvimento e segurança regulatória”, afirmou ele, que ressaltou o fato de que qualquer alteração valerá para os novos sistemas, aqueles que já estão ativos tem a regra atual mantida e que valerá por 25 anos.

 

Divergências 

Dentre os temas que mais vêm gerando controvérsias estão o acionamento do gatilho para que mude a forma da compensação da energia gerada pelos sistemas de geração tanto locais quanto os remotos, e a metodologia adotada para o cálculo dos impactos para os consumidores de baixa tensão.

No principal documento da audiência, a Análise de Impacto Regulatório (AIR), que mostra os resultados obtidos pela equipe técnica da Aneel, o gatilho é tratado de forma diferente dependendo da modalidade de geração. Para a local, a alternativa proposta é a de número 1 que passaria a valer a partir de uma potência instalada de 3,36 GW ou em 2024, nesse caso a componente Transporte Fio B incidiria sobre toda a energia consumida da rede. As demais componentes tarifárias continuariam incidindo sobre a diferença entre a energia consumida e a injetada na rede.

Para a geração remota, o volume a ser atingido está sugerido em 1,25 GW ou 2022 para que entre no chamado período de transição, passando a valer a alternativa 1 e em um segundo momento, quando a GD remota representasse 2,13 GW, passaria a ser aplicada a alternativa número 3 da AIR.  Essa outra fase consiste na incidência do Fio A, Fio B e Encargos: equivalente à alternativa anterior, mas incluindo a parcela de Encargos da TUSD entre as componentes que seriam aplicáveis a todo o consumo de energia registrado na unidade.

Os defensores das regras da GD criticam os cálculos apresentados pela agência reguladora. Segundo a AIR, os valores de subsídios para a GD local entre 2020 e 2035 somariam R$ 4,7 bilhões seguindo as regras atuais e trazendo a Valor Presente Líquido (VPL). Contudo, nos demais cenários de alteração do sistema de compensação há ganho líquido que varia de R$ 8 a R$ 10 bilhões nessa mesma base de comparação.

Na remota, esses valores são de mais de R$ 68 bilhões para os usuários sem GD com as regras atuais. Esses custos seriam reduzidos em 98% com a adoção da Alternativa 3 a partir em 2020, mas ainda negativos. A alternativa 1 reduziria o valor para R$ 9,2 bilhões enquanto as alternativas 3, 4 e 5 estariam na casa de VPL negativo de R$ 1,1 a R$ 1,4 bilhão. Por esse aspecto, destaca a AIR, foi escolhida a alternativa 3 por proporcionar segundo cálculos apresentados, a maior inserção de sistemas.

O diretor relator desse processo, Rodrigo Limp, comentou que as alterações são necessárias para evitar a penalização de consumidores que não possuem os sistemas de GD. Para ele, da forma que está há os chamados subsídios cruzados de quem investe nessa geração para aqueles que estão conectados à rede pela sua distribuidora. “O net metering foi adotado em diversos países, mas no longo prazo esse modelo não é sustentável, pois leva à alocação ineficiente de custos passando dos consumidores com sistemas para aqueles sem a GD. Por isso, precisamos mudar o modelo, para tornar mais aderente ao setor e essa alocação ser mais eficiente”, afirmou.

Em sua opinião, a atualização tem que ocorrer de forma gradual e antecipada. O mercado ainda é pequeno apesar dos indicadores de crescimento dos últimos anos serem expressivos. Contudo, comparou com a participação da tecnologia na Austrália ou outros países na Europa onde há um sistema a cada 2 mil consumidores. “Isso mostra que há um longo espaço pra avançar, e por isso atuamos agora, para ter previsibilidade. Vemos com bons olhos a GD, mas tem se quer com equilíbrio”, acrescentou.

Na AIR há, contudo, o reconhecimento de que existem diversas discussões sobre a valoração da energia injetada na rede, que pode não refletir o real impacto da geração distribuída para a sociedade. De um lado, as distribuidoras alegam que o atual Sistema de Compensação não possibilita a adequada remuneração pelo uso da rede de distribuição. De outro, instaladores e consumidores interessados no mercado ressaltam os benefícios da geração distribuída à sociedade e consideram que o modelo atual deve permanecer, de modo a permitir a consolidação do mercado. Por isso, um dos objetivos da AP é o de chegar à melhor valoração da energia injetada na rede.

O chamado fator de simultaneidade está no foco dessas discussões. Nos cálculos da AIR, lembrou Marangon, da MCE, o índice considerado pela Aneel foi de 38%. Mas esse indicador que é formado pelo uso da energia gerada nos sistemas na própria unidade de consumo é mais elevado. Ele explica que a base considerada foi apenas do P&D da CPFL em Campinas, realizado em um bairro com características residenciais, de pequena amostragem e que não refletiriam a média real do país.

“Estamos trabalhando com a Thymos e fazendo simulações com os parâmetros utilizados pela Aneel, que são conservadores. Uma medição feita no Brasil eleva esse índice para a média de 43%. Parece pouco mas é o suficiente para mudar significativamente a planilha de custos, de um prejuízo de mais de R$ 4 bilhões no cenário atual, esse resultado é praticamente zerado”, afirmou Marangon.

Os cálculos da Associação Brasileira de Geração Distribuída apontam para o mesmo problema, mas os indicadores são mais favoráveis à GD. Segundo o vice presidente de regulação da entidade, Rodrigo Marcolino, o fator de simultaneidade da entidade utiliza dados da própria Aneel.  Na média, comentou ele, os sistemas residenciais apresentam índice de 44% e o comercial é de 90% o que na média daria um fator de 62% para o Brasil.

“Se considerarmos esse indicador veremos que os benefícios são maiores do que os custos e tomamos dados públicos para chegarmos a esse resultado”, descreveu Marcolino. E há ainda mais outros dois pontos específicos que a associação ataca na AIR, a questão do panorama tributário de isenção total de ICMS, PIS e Cofins, que ocorre apenas no estado de Minas Gerais. E outro é a questão do efeito vizinhança que acaba por, no final das contas, postergando a necessidade de investimentos nas redes locais e não consta no documento.

A CEO da Bright Strategies corrobora a avaliação e afirma ainda que os dados da AIR e ambos os gatilhos apontados estão descasados com a realidade do setor, que vem crescendo a taxas mais elevadas do que as estimadas pela Aneel. Segundo ela, as premissas aplicadas para o fator de simultaneidade levaram a resultados irreais. “Quando pegamos o crescimento da GD ao longo dos últimos anos vemos que a curva é diferente”, lembrou. “Além disso, as boas práticas apontam para que não sejam implantadas mudanças de regras no net metering até que a GD alcance algo próximo a 5% de participação na matriz, hoje os gatilhos da Aneel e suas alternativas antecipam esse índice para algo próximo a 2%, ou seja, nem metade do que se tem na experiência internacional”, relatou.

A entidade nega e reforça que a questão precisa ser tratada por conta dos subsídios cruzados. Essa necessidade é mais latente quando os sistemas de GD não estão produzindo. “No dia da sessão presencial dessa audiência pública em Brasília, por exemplo, a reunião ocorreu em um dia chuvoso, nessa ocasião, todos os consumidores com ou sem GD precisaram ser atendidos pela concessionária local. Mesmo com o argumento de que menos consumidores levam à uma menor necessidade de investimentos na rede isso pode não ser uma verdade absoluta, pois quando falta o insumo básico, nesse caso o sol, precisamos atender a demanda total e não dá para deixar de investir em um dimensionamento da rede para atender apenas quem não possui sistemas de GD”, rebateu o diretor de regulação da Abradee, Marco Delgado.

Inclusive, afirmou ele, o valor desses subsídios calculados pela Aneel no ano de 2018 ficou em R$ 270 milhões. “Se nada for feito, em 2020 esse montante será de R$ 1 bilhão quando o Brasil terá cerca de 300 mil sistemas e será pago, ao final, pelos consumidores sem GD”, indicou. Nos cálculos da associação, com 5 GW de potência instalada em geração distribuída no país o subsídio implícito seria da ordem de R$ 2,5 bilhões, ou seja, comparou, mais elevado que a subvenção aos consumidores de baixa renda.

Sob a perspectiva do consumidor com GD, aponta a AIR, os resultados mostram que o tempo de retorno de investimento (payback simples) é atualmente da ordem de 5 anos, com tendência de queda nos próximos anos caso mantido o cenário atualmente vigente.

José Amorim, presidente da GPS Energia e da Go Pro Venture Capital, destaca que sempre há espaço para aprimoramentos, pois todo novo mercado tem essa característica. Contudo, avalia que esse processo em curso na Aneel parece estar sendo conduzido de forma precipitada. E baliza sua opinião ao exemplificar o caso do pagamento de tarifa fio no autoconsumo remoto quando o gerador deixa de pagar R$ 2,50 de TUSD para um valor de R$ 35 na média. E também ressaltou os benefícios proporcionados pela GD.

“Além de regular tensão de rede abre-se a possibilidade de fornecer serviços ancilares porque a GD não está somente no centro e sim em finais de rede, temos casos em que a partir de instalação da GD em um ramal a qualidade do atendimento daquela região melhorou e permitiu a redução de níveis de DEC e FEC da concessionária naquele ramal”, destacou o executivo.  Para ele, o melhor caminho é o de uma relação equilibrada entre os diversos stakeholders desse mercado, e a melhor forma se dá por meio de uma regulação que tome decisões com base em estudos adequados e independentes.

Além disso, frisou Amorim, é importante lembrar que a GD não é formada apenas pela fonte solar, apesar de ser a maioria dos sistemas ele destaca fontes térmica e hídrica como de grande importância para o país, pois ajudam a indústria nacional, que é responsável pelo fornecimento de serviços e equipamentos.

Em geral, as fontes ouvidas concordam que são necessárias mudanças para a micro e minigeração distribuída. Na avaliação da consultoria fluminense PSR, o net metering da forma que estava era um dispositivo importante, mas para que a tecnologia desembarcasse em território nacional. De acordo com Cavaliere, o sistema foi bom para o desenvolvimento no mercado nacional, trazer essa cultura para o Brasil, mas, ressaltou é importante e está na hora de revisitar as regras com o foco de que a expansão da GD não traga impactos para outros agentes.

“No modelo que desenvolvemos, aplicando a metodologia similar à da Aneel, se as regras forem mantidas da forma que estão, até 2035 acreditamos que a tarifa de energia poderá triplicar quando comparado ao que temos hoje”, revelou ele. “O custo será muito alto para aqueles que não aderirem por opção ou por não terem condições”, acrescentou.

A Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica defende que a geração distribuída é sustentável e por isso é preciso que sejam implementadas mudanças. A entidade toma como base a queda do custo dos sistemas que em 2012 estava em R$ 12,50/Wp e taxa interna de retorno de 4% ao ano. No ano passado, o custo era de R$ 5,50 e a TIR em 20%.

Mesmo com o pagamento da TUSD, considerando os componentes Fio A, Fio B e Perdas em kW a partir de 2020, quando deverá vigorar a nova regra de compensação a TIR ainda estará, segundo as projeções da entidade, em 12% ante um custo que continua a ser declinante e deverá chegar a R$ 5/Wp instalado.

O segmento que a entidade representa foi diretamente criticada pelos agentes do outro lado dessas discussões uma vez que um dos motivos alegados é que o segmento não quer perder parte de sua receita. Outra acusação que foi frequentemente ouvida na sessão presencial da AP em São Paulo é de que são impostas dificuldades para os detentores de sistemas novos acessarem a rede.

De acordo com o PDE 2027, aprovado em dezembro, há dois cenários projetados pela Empresa de Pesquisa Energética para a expansão da geração distribuída no país. Segundo Thiago Barral, presidente da EPE, com a adoção da tarifa binômia o Brasil poderia chegar a uma potência instalada em GD de 12 GW ao final do período de abrangência do plano decenal. Com as regras sem a alteração esse volume alcançaria 20 GW, mas comentou o executivo, dificilmente esse cenário poderia ser considerado diante da agenda regulatória com a revisão da 482 e a tarifa binômia no meio desse caminho e até  por estes processos já estarem em andamento.

“A inserção de veículos elétricos, elementos de recursos distribuídos e outros leva à necessidade de aperfeiçoamentos com níveis de incerteza muito maiores (…). A decisão de investimento com isso está mais descentralizada, por isso o modelo do mercado precisa se adaptar a essa característica. Os sinais econômicos, principalmente, o preço precisa refletir de fato o benefício dos recursos no sistema”, comentou Barral.

A micro e minigeração distribuída no país começou o mês de abril com volume de 67.285 usinas, 90.596 unidades que recebem os créditos e potência instalada de 819,6 MW.

 

Gold Rush

Apesar de ainda não se ter a ideia da proposta final da Aneel para a forma da compensação a ser adotada a partir de 2020, o fato de que deverá ser implementada uma mudança a partir do ano que vem mobiliza potenciais investidores em busca de sistemas de GD. Isso porque a ideia inicial da agência reguladora prevê não incidir qualquer mudança para quem estiver nesse segmento. Porém, já quem entrar a partir de janeiro poderá ver a alteração desse cenário, o que afeta em algum grau o retorno do investimento.

Por isso, agentes ouvidos relataram que começam a notar um aumento da demanda, seja por consultas para entender melhor a micro e mini geração e seu impacto sobre o investimento ou para a aquisição mesmo. A esse movimento deram o nome de corrido do ouro, em alusão ao fato ocorrido na Califórnia em 1848 quando milhares de pessoas rumaram para o estado norte americano em busca do metal precioso.

Cavaliere, da PSR, apontou que essa perspectiva de mudança com data marcada para ocorrer tão próxima tem realmente incentivado os investidores ao passo que a consultoria verifica um aumento nas intenções de aportes ao longo o ano para que possam capturar os benefícios das regras vigentes.

Pelo lado das empresas a Luminae, que passou a atuar há pouco nesse segmento, também reporta uma maior busca pela solução. O CEO da companhia, André Ferreira, comentou que a atratividade e o retorno do investimento estão no ponto central desse movimento. “O payback hoje está na casa de cinco anos e mesmo com esse custo a mais que poderá chegar a tecnologia continua viável”, ponderou.

 

Segundo relato do CEO do Portal Solar, Rodolfo Meyer, os primeiros dois meses do ano foram de intenso movimento tanto que registrou seguidos recordes de negócios fechados por meio da plataforma. “Em março não tivemos novo recorde porque foram duas semanas meio paradas por conta do Carnaval, mas esses últimos dias o movimento retomou”, disse ele. “Acho que pode ser o reflexo dessa perspectiva da revisão da 482 sim”, avaliou. “Com as mudanças acredito que o gatilho para a geração distribuída local poderá ser atingido já no ano que vem mesmo”, acrescentou ele.

 

Meyer lembrou ainda da ocorrência desse mesmo fenômeno na Austrália, país onde viveu e teve o primeiro contato com a micro e minigeração distribuída. Para ele, apesar de acreditar que esse é o próximo passo natural desse segmento, o gatilho teria que ser mais elevado para a geração local e não apenas os 3,36 GW apontados na AIR, ante um universo que está próximo a 170 GW de potência instalada do setor elétrico nacional.

 

Essa é ainda é a primeira fase da AP 001/2019 que receberá contribuições até o dia 19 de abril. A segunda fase deverá ser lançada ao mercado ainda no primeiro semestre. Ao final, aponta a Aneel, a revisão da REN n° 482/2012 visa criar um ambiente em que a micro e minigeração possam se desenvolver de forma sustentável, reduzindo eventuais transferências de custos aos demais usuários das redes de distribuição. E ainda, busca minimizar impactos tarifários advindos da GD e, ao mesmo tempo, manter reduzidas as barreiras para a implantação desse tipo de empreendimento.

 

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