Avaliação da implantação de geração distribuída no Brasil

Postado originalmente no Linkedin, por Carlos Britto

Quer seja a partir de fontes renováveis, quer seja utilizando combustíveis fósseis, a geração distribuída é caracterizada pela instalação de sistemas geradores localizados, preferencialmente, nas proximidades dos centros de consumo de energia.

geracao distribuida + energia solar + cosol

A presença destes sistemas geradores pode trazer muitos benefícios para o sistema elétrico, dentre os quais:

  • A postergação de investimentos em expansão nos sistemas de distribuição e transmissão
  • O baixo impacto ambiental
  • A melhoria do nível de tensão da rede no período de carga pesada
  • E a diversificação da matriz energética

Também podem ser apontadas algumas desvantagens associadas ao aumento da quantidade de pequenos geradores espalhados na rede de distribuição:

  • 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 e proteger suas redes.

De fato, a geração distribuída é um cenário que vem se tornando constante e consolidado em vários países.

Daí a necessidade de incluí-la na matriz energética brasileira, mesmo sob a perspectiva de que sua inclusão exija uma considerável complexidade operacional, onde o relacionamento entre a empresa distribuidora, a unidade geradora e consumidora precisa ser adequadamente regulado.

Avaliar a regulamentação que, atualmente, permite implantar a geração distribuída no Brasil, passa por:

  • Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004 (PLANALTO, 2005) que foi considerada como um Marco Regulatório do Setor Elétrico no país, pois, pela primeira vez na história, faz constar da legislação brasileira, a ideia de geração distribuída.
  • REN nº 482/2012 que teve o objetivo de viabilizar o mercado da geração distribuída para determinadas fontes e certa capacidade, fazendo com que fosse aberto um novo mercado de geração de energia elétrica no Brasil, estabelecendo diversas definições, entre elas o Sistema de Compensação de Energia Elétrica, ou Net Energy Metering (NEM).
  • REN nº 687/2015 que ajustou alguns desvios e complementou assuntos trabalhados pela REN 482/2012.

Antes da promulgação da Lei nº 10.848 de 2004, não havia restrições legais para a geração distribuída, porém, era indefinida sua aplicação, ou mesmo, inaplicável. Com a promulgação dessa Lei e, posteriormente com sua regulamentação por intermédio do Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004, essa situação mudou.

A geração distribuída, sob o ponto de vista legal, foi, enfim, definida. O art.14 do Decreto nº 5.163, de 2004, considerou como geração distribuída, a geração hidrelétrica (PCH’s - Pequenas Centrais Hidrelétricas) de potência igual ou inferior a 30 MW, a geração termelétrica, inclusive a co-geração, com eficiência energética igual ou superior a 75% (cuja regulamentação ficaria a cargo da ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica), e a geração a partir de biomassa ou resíduos de processo, independentemente de sua eficiência energética.

Contudo, a geração com tecnologia de turbinas eólicas, bem como a fotovoltaica, reconhecidas mundialmente como tecnologias de geração distribuída, não foram contempladas pela Lei. Portanto, essa conceituação ainda era muito restritiva.

Com a Resolução Normativa nº 482/2012, onde a ANEEL cria o Sistema de Compensação de Energia Elétrica, o consumidor brasileiro passa a poder gerar sua própria energia elétrica a partir de fontes renováveis ou cogeração qualificada e fornecer o excedente para a rede de distribuição de sua localidade.

Assim, com a REN nº 482/2012, passou a ser possível injetar o excedente de energia na rede de distribuição, e abatê-lo da conta de luz ao final do mês. Se o proprietário ainda tiver um saldo positivo após esse abatimento, ele teria até 36 meses para utilizá-lo. Caso esse saldo não fosse utilizado nesse prazo, ele seria reduzido a zero.

Importante ressaltar que, para unidades consumidoras conectadas em baixa tensão (grupo B), ainda que a energia injetada na rede seja superior ao consumo, será devido o pagamento referente ao custo de disponibilidade – valor em reais equivalente a 30 kWh (monofásico), 50 kWh (bifásico) ou 100 kWh (trifásico). Isto é, nos meses em que o consumo for igual ou inferior à energia injetada na rede, ou quando, embora maior o consumo, a diferença for menor ou igual a 100 kWh (no exemplo de ligação trifásica), a Unidade de Consumo será faturada apenas pelo custo de disponibilidade.

De forma análoga, para os consumidores conectados em alta tensão (grupo A) será devida apenas a parcela da fatura correspondente à demanda contratada.

Anteriormente à normativa, qualquer interessado em instalar um sistema de geração em sua residência ou local de trabalho para abastecer o total do seu autoconsumo, e que dependesse de uma fonte de energia intermitente, como solar ou eólica, teria que dispor de um sistema de estocagem de energia, o que, em muitos casos, inviabilizava os projetos. Esse sistema de estocagem serviria como um backup quando o sistema não estivesse gerando energia.

Com a REN nº 482/2012, este backup passou a ser a própria rede de distribuição, pois, quando não houver oferta de energia a partir do micro ou minigerador, a rede de distribuição abastece a unidade de consumo. Além disso, se houver a sobreprodução em dado momento, o excedente será injetado na rede e poderá ser compensado no futuro, tornando o projeto mais viável economicamente.

De certo modo, a rede de distribuição é que desempenha o papel de um sistema de estocagem.

A resolução define ainda que todas as concessionárias de distribuição de energia elétrica devem adequar-se e preparar normas técnicas definindo padrões físicos para o acesso da micro e minigeração quando requisitado por seus clientes.

Se a Resolução Normativa - REN nº 482, de 17/04/2012, estabeleceu as condições gerais para o acesso de micro e minigeração distribuída aos sistemas de distribuição de energia elétrica e criou o sistema de compensação de energia elétrica correspondente, por outro lado, o acompanhamento da sua implantação, realizado pela ANEEL nos últimos anos, permitiu identificar diversos pontos da regulamentação que necessitavam de aprimoramento.

A ANEEL, então, decidiu abrir Audiência Pública (AP 26/2015) para colher contribuições dos agentes para o aprimoramento da REN nº 482/2012.Temos, entre os principais pontos que foram questionados pelos agentes:

  • O repasse da energia proveniente de GD à tarifa das distribuidoras limitado ao Valor de Referência (VR)
  • A vinculação da GD à área de concessão da distribuidora – o que limita o recurso à área de concessão da distribuidora.
  • O desequilíbrio tarifário, decorrente do uso da infraestrutura da rede como backup.

Esses e outros pontos foram revisitados durante a Audiência Pública, bem como algumas novas medidas foram incluídas para tratar dessas questões.

Assim, com o objetivo de reduzir os custos e o tempo para a conexão da micro e minigeração, compatibilizar o Sistema de Compensação de Energia Elétrica com as Condições Gerais de Fornecimento (Resolução Normativa nº 414/2010), aumentar o público alvo e melhorar as informações na fatura, a ANEEL publicou a Resolução Normativa - REN nº 687/2015, que revisou a REN nº 482/2012 e a seção 3.7 do Módulo 3 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST.

A publicação da REN nº 687/2015 trouxe grandes melhorias para o incentivo e desenvolvimento da geração distribuída e, desde 1º de março de 2016, data em que as novas regras para geração de energia entraram em vigor, os empreendimentos com múltiplas unidades consumidoras, como os condomínios residenciais (verticais e horizontais) e comerciais passaram a ter mais facilidade em gerar sua própria energia.

A geração compartilhada é caracterizada pela reunião de consumidores, dentro da mesma área de concessão ou permissão, por meio de consórcio ou cooperativa, composta por pessoa física ou jurídica, que possua unidade consumidora com microgeração ou minigeração distribuída em local diferente das unidades consumidoras nas quais a energia excedente será compensada.

Esse tipo de utilização dos créditos, denominado “autoconsumo remoto” e caracterizado por unidades consumidoras de titularidade de uma mesma Pessoa Jurídica, incluídas matriz e filial, ou Pessoa Física que possua unidade consumidora com microgeração ou minigeração distribuída em local diferente das unidades consumidoras, dentro da mesma área de concessão ou permissão, nas quais a energia excedente será compensada, foi definido a partir das regras estabelecidas pela REN 687.

Com estas novas regras, também desde 1º de março, a faixa de capacidade instalada foi ajustada, sendo permitida a denominação de microgeração distribuída a central geradora com potência instalada até 75 KW e minigeração distribuída aquela com potência acima de 75 kW e menor ou igual a 5 MW, conectadas na rede de distribuição por meio de instalações de unidades consumidoras. Além disso, o prazo de validade dos créditos passou de 36 para 60 meses, sendo que eles podem também ser usados para abater o consumo de unidades consumidoras do mesmo titular situadas em outro local, desde que na área de atendimento de uma mesma distribuidora.

A medição bidirecional pode ser realizada por meio de dois medidores unidirecionais, um para aferir a energia elétrica ativa consumida e outro para a energia elétrica ativa gerada, caso seja a alternativa de menor custo ou haja solicitação do titular da unidade consumidora com microgeração ou minigeração distribuída. A distribuidora é responsável por adquirir e instalar o sistema de medição, sem custos para o acessante no caso de microgeração distribuída, assim como pela sua operação e manutenção, incluindo os custos de eventual substituição.

Do Ponto de vista da contratação, é dispensável a assinatura dos contratos de uso e conexão na qualidade de central geradora para os participantes do sistema de compensação de energia elétrica, sendo suficiente a emissão, pela distribuidora, do Relacionamento Operacional para a microgeração, ou a celebração do Acordo Operativo para minigeração.

O Acordo Operativo deverá ser assinado até a data de aprovação do ponto de conexão, enquanto o Relacionamento Operacional deverá ser encaminhado pela distribuidora ao acessante em anexo ao Parecer de Acesso.

Caso sejam necessárias melhorias ou reforços na rede para conexão da microgeração ou minigeração distribuída, a execução da obra pela distribuidora deve ser precedida da assinatura de contrato específico com o interessado, no qual devem estar discriminados as etapas e o prazo de implementação das obras, as condições de pagamento da eventual participação financeira do consumidor, além de outras condições vinculadas ao atendimento.

Concluindo, a diversificação da matriz, como forma de alcançar maior segurança energética e reduzir emissões é um ponto crucial, que vem sendo amplamente discutido no âmbito do planejamento energético de diversos países.

No Brasil, a matriz energética é majoritariamente hidrelétrica, com uma participação importante de geração térmica e com fonte eólica tendo uma participação cada vez maior na geração. De fato, em função da participação da geração hidrelétrica, a matriz elétrica brasileira é predominantemente renovável. Porém, com as pressões ambientais, a tendência é que as novas usinas hidrelétricas que serão construídas sejam a fio d’água - ou seja, sem reservatório de regularização. Com isso, haverá uma maior dependência de outras fontes de energia para o suprimento da carga e para que o Brasil continue com uma parcela significativa renovável, novas fontes precisam ser desenvolvidas.

A geração na ponta, principalmente, a geração fotovoltaica, devido ao potencial solar no Brasil, pode ser uma opção viável para complementar a matriz, e ainda reduzir investimentos de expansão de malhas de transmissão e distribuição. Entretanto, apesar do Sistema de Compensação de Energia, instaurado pela REN 482, a entrada desse tipo de geração ainda depende da competitividade da mesma.

Bibliografia

  • BRASIL, ANEEL. Resolução Normativa Nº 482, de 17 de abril de 2012. Estabelece as condições gerais para o acesso de microgeração e minigeração distribuída aos sistemas de distribuição de energia elétrica, o sistema de compensação de energia elétrica, e dá outras providências. Disponível emhttp://www.aneel.gov.br/cedoc/ren2012482.pdf.
  • BRASIL, ANEEL. Resolução Normativa Nº 517, de 11 de dezembro de 2012. Altera a Resolução Normativa nº 482, de 17 de abril de 2012, e o Módulo 3 dos Procedimentos de Distribuição – PRODIST. Disponível emhttp://www.aneel.gov.br/cedoc/ren2012517.pdf.
  • BRASIL, ANEEL. Nota Técnica n° 0017/2015-SRD/ANEEL – Disponível emhttp://www.aneel.gov.br/aplicacoes/audiencia/arquivo/2015/026/documento/nota_tecnica_0017_2015_srd.
  • BRASIL, ANEEL. Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST – Disponível em:http://www.aneel.gov.br/visualizar_texto.cfm?idtxt=1867.
  • PLANALTO, Leis e Decretos, referências disponíveis na Internet, item Legislação, http://www.planalto.gov.br.
  • R. de Freitas, Bruno e Hollanda, Lavinia, Micro e Minigeração no Brasil: Viabilidade Econômica e Entraves do Setor, FGV Energia, White Paper nº1 | maio 2015.
  • Micro e Minigeração Distribuída, Sistema de Compensação de Energia Elétrica, Cadernos Temáticos ANEEL, 2ª edição.