Estude fácil! Tem muito documento disponível na Docsity
Ganhe pontos ajudando outros esrudantes ou compre um plano Premium
Prepare-se para as provas
Estude fácil! Tem muito documento disponível na Docsity
Prepare-se para as provas com trabalhos de outros alunos como você, aqui na Docsity
Os melhores documentos à venda: Trabalhos de alunos formados
Prepare-se com as videoaulas e exercícios resolvidos criados a partir da grade da sua Universidade
Responda perguntas de provas passadas e avalie sua preparação.
Ganhe pontos para baixar
Ganhe pontos ajudando outros esrudantes ou compre um plano Premium
Comunidade
Peça ajuda à comunidade e tire suas dúvidas relacionadas ao estudo
Descubra as melhores universidades em seu país de acordo com os usuários da Docsity
Guias grátis
Baixe gratuitamente nossos guias de estudo, métodos para diminuir a ansiedade, dicas de TCC preparadas pelos professores da Docsity
Este documento discute o que é a micro e minigeração distribuída de energia elétrica, como funciona, seus benefícios e desvantagens, e as regulamentações relacionadas. O texto também aborda a compensação de energia injetada na rede elétrica e a importância de considerar a presença de geradores distribuídos em relação à qualidade do fornecimento de energia.
O que você vai aprender
Tipologia: Transcrições
1 / 47
Esta página não é visível na pré-visualização
Não perca as partes importantes!
Enel Brasil
Julho de 2018
Trazer contribuições referentes a Consulta Pública nº. 010/2018, da ANEEL, para aprimoramento das regras aplicáveis à micro e minigeração distribuída no Brasil, as quais são regulamentadas pela Resolução Normativa nº. 482/2012.
2.1 Regulação de Geração Distribuída no Brasil 2.1.1 Visão Geral Conforme disposto na regulamentação, a micro e a minigeração distribuída consistem na produção de energia elétrica a partir de pequenas centrais geradoras que utilizam fontes renováveis de energia elétrica ou cogeração qualificada, conectadas à rede de distribuição por meio de instalações de unidades consumidoras. Para efeitos de diferenciação, a microgeração distribuída refere-se a uma central geradora de energia elétrica, com potência instalada menor ou igual a 75 quilowatts (kW), enquanto que a minigeração distribuída diz respeito às centrais geradoras com potência instalada superior a 75 kW e menor ou igual a 5 MW. (ANEEL, Cadernos Temáticos ANEEL Micro e Minigeração Distribuída - Sistema de Compensação de Energia Elétrica 2ª Edição, 2016) 2.1.2 Sistema de Compensação Esse sistema permite que a energia excedente gerada pela unidade consumidora com micro ou minigeração seja injetada na rede da distribuidora, a qual funcionará como uma bateria, armazenando o excedente. Quando a energia injetada na rede for maior que a consumida, o consumidor receberá um crédito em energia (kWh) a ser utilizado para abater o consumo em outro posto tarifário (para consumidores com tarifa horária) ou na fatura dos meses subsequentes. Os créditos de energia gerados continuam válidos por 60 meses. Há ainda a possibilidade de o consumidor utilizar esses créditos em outras unidades previamente cadastradas dentro da mesma área de concessão e caracterizada como autoconsumo remoto, geração compartilhada ou integrante
de empreendimentos de múltiplas unidades consumidoras (condomínios), em local diferente do ponto de consumo, definidas da seguinte forma:
2. 1. 3 .3 Análise da Relação Custo / Benefício A iniciativa de instalação de micro ou minigeração distribuída é do consumidor. A ANEEL não estabelece o custo dos geradores nem eventuais condições de financiamento. (ANEEL, Cadernos Temáticos ANEEL Micro e Minigeração Distribuída - Sistema de Compensação de Energia Elétrica 2ª Edição, 2016) 2.2 Impactos do Cenário Atual da Regulação Brasileira de Geração Distribuída (Vantagens e Desvantagens) De forma geral, a presença de pequenos geradores próximos às cargas pode proporcionar diversos benefícios para o sistema elétrico, dentre os quais se destacam a postergação de investimentos em expansão no sistema de transmissão; o baixo impacto ambiental; a melhoria do nível de tensão da rede no período de carga pesada e a diversificação da matriz energética. Por outro lado, há algumas desvantagens associadas ao aumento da quantidade de pequenos geradores espalhados na rede de distribuição, tais como: o aumento da complexidade de operação da rede, a dificuldade na cobrança pelo uso do sistema elétrico, a eventual incidência de tributos e a necessidade de alteração dos procedimentos das distribuidoras para operar, controlar, proteger e planejar suas redes. A Figura abaixo apresenta os resultados das simulações realizadas, sendo que o impacto tarifário acumulado médio no país seria de 1,1% em 2024, quando comparado com o ano de 2016. Os maiores impactos seriam na Ampla com 2,4% e na Cemig com 2,6%. Deve-se reforçar que esse seria o valor acumulado no período de 2017 a 2024, e não anual.
(ANEEL, Nota Técnica nº 0056/2017-SRD/ANEEL - Projeções, 2017)
2. 3 Tarifa Binômia A Consulta Pública Aneel nº 10/2018 visa discutir o aprimoramento das regras do Sistema de Compensação de Energia Elétrica, estabelecido pela Resolução Normativa - REN nº 482/2012 e do acesso da micro e mini Geração Distribuída (GD). Na atual metodologia, a compensação da energia injetada na rede pelo consumidor se dá pela aplicação da tarifa monômia praticada pela concessionaria à diferença direta entre consumo e produção (conhecido como Netmetering), resultando assim em uma fatura de energia decorrente apenas do consumo líquido de energia. Portanto, o que se tem é a energia produzida acarretando redução não só no consumo energético do consumidor, mas também em todas as demais componentes tarifárias intrínsecas ao serviço de distribuição de energia elétrica, como o fio e perdas. Assim como no caso da presente consulta, a ANEEL abriu anteriormente uma Consulta Pública para colher subsídios para avaliar uma atualização do modelo tarifário aplicado ao grupo B, tendo como foco uma possível utilização de uma tarifa binômia. Ainda que o objeto das duas consultas seja diferente, há pontos de convergência que devem ser considerados nesta consulta. Como já afirmado, atualmente todas as unidades consumidoras de baixa tensão são faturadas por meio de uma tarifa monômia, sendo as componentes das tarifas calculadas em R$/MWh. A utilização da tarifa monômia exime os consumidores de contratarem demanda junto à distribuidora e de a controlarem. Na contribuição sobre a tarifa binômia para baixa tensão mostra-se a importância da sua implementação para todas as unidades consumidoras de baixa tensão. Logicamente essa implementação seguiria um cronograma respeitando uma regra de transição gradual. O principal objetivo para o aperfeiçoamento proposto foi a melhoria da eficiência de alocação na utilização da infraestrutura de rede, instituindo-se assim uma cobrança mais justa pela disponibilização dos ativos, pela sua operação e manutenção por parte da concessionária e pelo seu uso correspondente por parte dos consumidores. Adicionalmente, a contribuição tem como motivação para essa posição a busca pela eficiência, a mitigação das variações de receita advindas de variação de
Figura 1 - Curva Agregada de Consumidores-Tipo A Figura 2 ilustra um caso bem simplificado, o de um consumidor que consegue gerar durante um mês 1.000 kWh e que consome 1.000 kWh. Pelo sistema de Net Metering, o saldo líquido do consumo é zero, sendo este consumidor faturado pelo consumo mínimo de 100 kWh. Apesar de esse consumidor pagar pelo consumo mínimo, não cobrindo a sua participação pelos custos fixos incorridos pela distribuidora, o seu impacto individual na ponta do sistema é relevante, bem maior do que a maioria dos consumidores comuns. Figura 2 - Faturamento pelo Net Metering Na prática, a unidade consumidora do exemplo supracitado gera energia no momento de maior ociosidade do sistema (quando o sinal de preço deveria ser mais baixo, pois o posto é fora ponta) e consome no momento de menor ociosidade do sistema (quando o sinal de preço seria mais elevado, pois o posto é de ponta). O mais grave e perverso dessa sistemática é que esse consumidor está sendo subsidiado ou pela concessionária (no período entre os ciclos de revisões tarifárias) ou pelos demais consumidores, dado que a redução do mercado entre os ciclos tem efeito de elevação das tarifas para manter a cobertura da receita requerida da distribuidora.
Adicionalmente, esse subsídio se dá para os consumidores de maior renda (mais propensos a instalação de GD por conta do consumo mais elevado e de condições financeiras favoráveis para bancar o investimento em GD) e não para os consumidores de menor renda (com baixo consumo, que não justifica o investimento, ou sem condições financeiras para bancar o investimento em GD), o que suscita uma solução específica. Nesse sentido, o entendimento da prática mais justa é que esses consumidores paguem pelo seu real custo imputado ao sistema de distribuição, sem que o desenvolvimento da Geração Distribuída no Brasil seja prejudicado. Acrescenta- se nesse entendimento que a adoção de uma tarifa binômia para as unidades consumidoras que utilizam geração distribuída tende a contribuir como incentivo a adoção de tecnologias de armazenamento de energia. Com base no conhecimento dos reais custos é que se pode implementar uma política de incentivos mais efetiva. O que não é razoável é manter subsídios ocultos e que incorrem em iniquidades, onde os consumidores de menor consumo subsidiam os de maior consumo. Destaca-se também que apesar do número de unidades de Geração Distribuída não ter acompanhado os valores projetados, a potência instalada surpreendeu e atingiu um patamar superior ao previsto nas previsões da Agência, realizadas em 2015 e revisadas em 2017. Assim, torna-se ainda mais urgente que os custos reais sejam refletidos na tarifa de todos os consumidores, “tendo em vista que os impactos da GD sobre a rede e os demais consumidores têm relação direta com a potência total instalada”. Assim, considera-se essencial a implementação da tarifa binômia, podendo se iniciar pela geração distribuída. Para todos os novos optantes, a sugestão é que já seja obrigatório a instalação de medidores inteligentes com a funcionalidade de medição binômia. Para os demais consumidores, que já se utilizam da geração distribuída, sugere-se uma regra de transição, onde após um período de anos, a ser definido via estudos, o faturamento se dê de forma binômia. Ainda, que o Poder Concedente entenda que deverá ser feito algum tipo de incentivo para viabilizar a consolidação da GD no Brasil, na linha do que fora apresentado pelo Diretor da ABRADEE, Marco Delgado, no Seminário Internacional de Micro e Minigeração Distribuída realizado pela ANEEL, entende-
pequeno porte, com consequente redução do tempo necessário para a conexão destes sistemas. É importante, no entanto, que a distribuidora possa monitorar o andamento dos procedimentos (em particular, monitorar o tempo necessário para obter as licenças) e verificar o início real e a conclusão do canteiro de obras das usinas. Em especial, a verificação do início dos procedimentos de autorização e a verificação periódica da obtenção dessas licenças revelaram-se ferramentas particularmente eficazes para contrariar o fenómeno da “saturação virtual” (ver aspectos negativos) da rede de distribuição. Fornecer ao desenvolvedor uma única interface de autorização: por exemplo, a "Conferência Unificada" italiana, na qual participam todos os órgãos públicos envolvidos no processo (da administração local aos órgãos técnicos) para economizar tempo e simplificar o procedimento de conexão. Com intuito de lidar com a enorme quantidade de pedidos de conexão devido a políticas de incentivo nos últimos anos (especialmente durante 2011 e 2010), o regulador italiano decidiu introduzir “período aberto” específico, ou seja, “períodos preestabelecidos” - ativado pelo distribuidor - durante que o desenvolvedor poderia solicitar a conexão para sua usina de energia. Este procedimento permite que o distribuidor planeje eficientemente a rede de distribuição a ser implementada. Aliás, essa “ferramenta”, hoje em dia, não é mais utilizada devido à diminuição fisiológica das solicitações de conexão, portanto, é possível buscar um desenvolvimento mais racional da rede de distribuição, evitando duplicações e redundâncias.
Para contrariar este fenómeno, é útil fornecer um limiar de potência (por exemplo, 1 MW) acima do qual, se o procedimento para a autorização de construção e operação da instalação de produção não for completada num determinado prazo (exemplo: 120 dias úteis) a reserva de capacidade na rede perde validade ou, pelo menos, perde a prioridade e a análise técnica deve ser realizada novamente. Para a aplicação deste mecanismo "Use it or Lose it", quanto menor o limite definido, melhor. Após a declaração de início das obras da usina, o atual regulamento italiano não prevê novas ações, caso o desenvolvedor não conclua esse trabalho. A única ação disponível para as empresas de distribuição é solicitar às autoridades públicas competentes uma confirmação da validade da autorização. O desenvolvedor deve enviar um cronograma a cada seis meses para informar o distribuidor sobre o andamento do trabalho, mas nenhuma ação está prevista caso esse cronograma não seja fornecido. Nesse caso, pode ser útil prever o lapso da prática de conexão.
Em síntese, o incentivo à geração distribuída tende a onerar a receita da distribuição, uma vez que o risco de mercado é estabelecido no contrato de concessão por meio das métricas de cálculo do processo tarifário. Por outro lado, entende-se que o incentivo em prol das novas tecnologias, pode configurar-se, em grande escala, como um evento não gerenciável à atividade de distribuição, caracterizando-se como excepcional. No atual contexto, com poucas instalações detentoras de geradores distribuídos, a queda de mercado e redução da receita não é um problema grave, havendo um incentivo para o desenvolvimento do tema, entretanto, tão logo ocorra a massificação, um mecanismo de subvenção tarifária deverá ser objeto de estudo, à exemplo de países como a Alemanha cujo o incentivo foi aportado pelo Governo Federal com a instituição da lei Feed–in–Law. Assim, no que tange à subvenção, conclui-se que hoje, o agente que financia esta movimentação, ainda que de forma indireta, é a própria distribuidora que no ato do processo tarifário, recebe como tarifa um valor calculado por meio do mercado faturado das últimas doze competências anteriores à data da publicação da Resolução Homologatória. Logo, com a redução da demanda e do consumo faturado de cada instalação como mini ou micro geração, a arrecadação tenderá a ser inferior à receita requerida do processo tarifário anterior, comprometendo, além do resultado econômico, sobretudo o fluxo de caixa da concessão. Destarte, na atual estrutura tarifária, a Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) é a componente tarifária responsável pela subvenção econômica dos agentes que consomem energia de fontes incentivadas. Neste sentido, as políticas de incentivo às fontes provenientes de mini e micro geração, como as fontes eólicas e as placas solares fotovoltaicas, deveriam ser tratadas no âmbito da definição do rito orçamental do referido encargo bem como da forma de rateio das cotas da CDE. 3.3 QUESTÃO 3 Além dos impactos apresentados na seção de Análise, deveriam ser considerados outros custos ou benefícios da geração distribuída?
Antes de serem considerados custos adicionais que melhor detalham a geração distribuída, é necessário desmistificar alguns conceitos associados ao tema em questão. Inicialmente, não é verdade que para todos os casos, os custos de expansão reduzirão ao passo que geradores distribuídos se conectam à rede de distribuição. Variáveis como as perdas técnicas e níveis de tensão podem sofrer reduções nos casos do contra fluxo de energia, maximizando o custo marginal de compra de energia, se ocorrer em grande escala. Assim, sobre a expansão do sistema de distribuição, podem existir casos em que a conexão de geradores distribuídos, exija o reforço antecipado na rede de distribuição, seja recondutorando a rede elétrica, com cabos de menor impedância, ou com a conexão de bancos de capacitores shunt para correção do fator de potência. Sobre estas variáveis, fazemos as seguintes ressalvas:
✓ Execução de obras de adequação para a conexão de novas centrais geradoras que não estavam previstas no planejamento da distribuidora. ✓ Aumento na complexidade da operação, coordenação da proteção e manobras devido a imprevisibilidade da geração. Aumento do risco de acidentes. ✓ Gestão de receita e perdas: Aumento da vulnerabilidade com a possibilidade instalações ou alterações indevidas em unidades consumidoras. ✓ Possível redução da vida útil de equipamentos e preocupações adicionais com a segurança do sistema e pessoas elevam o custo de manutenção. ✓ Risco de sub ou sobre contratação de energia. Sugere-se incluir na análise, ainda que, ao fim, não seja considerado na valoração do mecanismo de compensação, as dimensões socioeconômica e ambiental. Naturalmente a quantificação desses atributos é uma tarefa complexa, mas sua abordagem, ainda que de forma qualitativa, pode auxiliar a Agência na valoração adequada do mecanismo de compensação.
3. 4 QUESTÃO 4 Na hipótese de a AIR (ANÁLISE DE IMPACTO REGULATÓRIO) indicar a necessidade de atuação da Agência em duas fases (uma válida para os primeiros anos e uma outra regra a ser aplicada depois de determinado período), quais ações a ANEEL precisaria tomar no sentido de dar maior segurança regulatória aos micro e minigeradores que se instalarem durante a primeira fase? De forma a preservar a estabilidade regulatória e o ambiente de investimentos, é essencial assegurar de forma explícita na própria regulação a garantia das regras vigentes para os micro e minigeradores atualmente instalados, e uma regra de transição clara entre as duas fases. O primeiro ponto é estabelecer que toda solicitação de acesso feita em data anterior à data de publicação ou estabelecida para a mudança garanta que o
empreendimento esteja enquadrado na regra antiga, e que a nova regra não retroaja para empreendimentos já conectados e que tenham feito a solicitação de conexão, mesmo que o parecer demande algum ajuste. Isto deve estar claro e explícito. O segundo ponto é estabelecer a regra para a mudança de titularidade da UC com geração após a nova regra: se isso implicaria em mudança da regra de enquadramento. Tendo em vista que investimentos em empreendimentos que se enquadram em alguns dos modelos regulatórios permitidos possuem a rentabilidade atrelada ao longo prazo de duração de projeto, é importante garantir que a condição regulatória do momento da conexão/solicitação de acesso se perpetue.
3. 5 QUESTÃO 5 A faixa de custo de capital para pessoa física entre 6,24% e 34,5% a.a. está adequada? Se não, qual faixa poderia ser adotada e por quê? A faixa de custo de capital para pessoa jurídica entre 5,65% e 10,14% a.a. está adequada? Se não, qual faixa poderia ser adotada e por quê? Pessoa Jurídica : hoje a principal linha de crédito para empresas é obtida através do FNE Sol do BNB, cujas taxas para pessoa jurídica variam entre 6,5% a.a. e 11% a.a. No entanto, essa linha não atende a todas regiões ficando outras empresas sujeitas a taxas de 14% a 19% ao ano. Neste caso, deve-se assumir taxas de 6,5% a 19% ao ano para CNPJ’s. Pessoa Física : Desde abril de 2018 o FNE Sol permite o financiamento de pessoas físicas pela mesma taxa adotada junto à pessoa jurídica – início em 6,5%. Quando se considera todas as regiões as taxas de juros chegam a 42,6% ao ano, sugere-se, portanto, este limite superior. 3. 6 QUESTÃO 6 A compensação local (na própria unidade consumidora onde a energia é gerada) tem características e impactos diferentes da geração remota
