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1ª Oficina IEI Brasil - Geração Distribuída, Eficiência Energética e o Consumidor
Final: Propostas para a Realidade Brasileira
Diretor Executivo
Prof. Dr. Gilberto M. Jannuzzi
Equipe Técnica
Prof. Dr. Sérgio Bajay
Prof. Dr. Gilberto M. Jannuzzi
Eng. Raphael B. Heideier, MSc.
Eng. Izana R.Vilela, MSc.
Eng. José A. Paccola, MSc.
Eng. Rodolfo Gomes, MSc.
Eng. Luan Guanais Macrino dos Santos
Autores
Prof. Dr. Sérgio Bajay
Prof. Dr. Gilberto M. Jannuzzi
Eng. Raphael B. Heideier, MSc.
Eng. Izana R.Vilela, MSc.
Eng. José A. Paccola, MSc.
Eng. Rodolfo Gomes, MSc.
Eng. Luan Guanais Macrino dos Santos
Revisão e diagramação
Gabrielle Adabo
Sarah Schmidt
Rodolfo Gomes
Apoio
Instituto Clima e Sociedade - iCS
Publicado por
International Energy Initiative – IEI Brasil
iei-brasil.org
Campinas, 2017
SUMÁRIO
Apresentação ........................................................................................................................... 1
Objetivos do trabalho e tópicos para a discussão .................................................................... 2
GERAÇÃO DISTRIBUÍDA (GD), EFICIÊNCIA ENERGÉTICA (EE) E O CONSUMIDOR
DE ELETRICIDADE .............................................................................................. 3
1. Geração distribuída de energia elétrica ....................................................................... 4
2. Redes elétricas: o valor agregado da GD e de ganhos de EE em instalações de
consumidores .............................................................................................................. 7
Estrutura e regulação tarifária que refletem o valor agregado nas redes elétricas pela
GD e EE em instalações de consumidores .............................................................. 9
Políticas públicas no Brasil: fomento à GD e à EE nas instalações de consumidores
............................................................................................................................... 14
Modelos de negócio para a geração distribuída de energia elétrica ...................... 16
Modelos de negócio para eficiência energética ..................................................... 18
Referências ............................................................................................................................ 23
1
APRESENTAÇÃO
Os Textos de Discussão sobre Energia do IEI Brasil têm o propósito de divulgar
resultados, parciais ou não, de trabalhos realizados. Eles servem para trazer informações e
análises de temas correntes e são versões preliminares de artigos técnicos, relatórios,
apresentações em seminários e congressos.
Os esforços da transição para uma economia de baixo carbono, especialmente após
a Conferência das Partes realizada em Paris (2015), acompanhados da expansão de
tecnologias renováveis distribuídas, eficiência energética e de novos modelos de negócio,
formam os principais motivadores de um projeto de dois anos ainda em andamento do
International Energy Initiative – IEI Brasil.
Esse projeto busca consolidar conceitos e reflexões acerca do papel da geração
distribuída renovável e dos impactos de maiores investimentos em eficiência energética
junto aos consumidores finais de eletricidade, aspectos historicamente importantes para o
IEI Brasil.
O presente trabalho faz parte de um projeto financiado pelo Instituto Clima e
Sociedade – iCS (http://climaesociedade.org/).
As análises e, eventualmente, as opiniões aqui expressas são de inteira
responsabilidade dos autores e não refletem necessariamente aquelas dos financiadores e
das instituições mencionadas.
Campinas, maio de 2017
Gilberto M. Jannuzzi
Diretor IEI Brasil
2
OBJETIVOS DO TRABALHO E TÓPICOS PARA A DISCUSSÃO
O fomento à eficiência energética (EE) e à geração distribuída (GD) tem motivos
diversos: ambientais, sociais, econômicos e técnicos. Essas motivações sustentam o
conteúdo deste trabalho, que busca fornecer as informações necessárias para as discussões
sobre o presente e o futuro do setor elétrico brasileiro. Para isso, este estudo analisa e reflete
sobre o impacto da EE e da GD na tarifa dos consumidores finais, na geração de empregos,
na arrecadação de impostos, nas receitas das concessionárias de distribuição de energia
elétrica e na emissão de Gases de Efeito Estufa (GEE), além do percurso a ser feito rumo
a uma economia sustentável e de baixo carbono.
No entanto, qual seria a magnitude desse impacto? Em quais níveis de inserção de
GD e EE ele será percebido? formas de trazer seus benefícios aos consumidores e
prossumidores (aqueles que também geram sua própria eletricidade) e ao mesmo tempo
evitar a erosão de receita das concessionárias de distribuição de energia? O que a
experiência internacional mostra? Quais são os principais modelos de negócio utilizados
para facilitar o acesso dos consumidores à GD e à EE e para evitar o desequilíbrio
econômico-financeiro das distribuidoras? Quão expressivos seriam esses benefícios aos
consumidores e prossumidores? Quão expressiva seria a redução de Gases de Efeito Estufa
(GEE) com a aplicação massiva da eficiência energética e da geração distribuída? A
pesquisa apresentada aqui busca traçar alguns caminhos para essas questões.
A pergunta principal, que norteará as discussões deste texto é:
O que precisa ser feito para incentivar a geração distribuída
renovável e a eficiência energética que ao mesmo tempo possa
beneficiar consumidores e ser sustentável para as distribuidoras de
eletricidade?
3
GERAÇÃO DISTRIBUÍDA (GD),
EFICIÊNCIA ENERGÉTICA (EE) E O
CONSUMIDOR DE ELETRICIDADE
Diversas inovações que estão se difundindo rapidamente no setor elétrico em vários
países neste século afetarão significativamente o setor elétrico brasileiro tal qual o
conhecemos hoje. O foco do projeto, do qual este texto de discussão faz parte, não se
restringe apenas à análise do impacto dessas mudanças nos consumidores (inclusive
tarifária), sejam eles autoprodutores (prossumidores) ou não, e nas empresas
concessionárias distribuidoras. Busca também aproveitar essas mudanças significativas
como oportunidades de trazer benefícios importantes aos consumidores e à sociedade.
Exemplos dessas tecnologias inovadoras são as fontes renováveis intermitentes de
energia, tanto na forma de geração centralizada como de geração distribuída, medidores
1
e
redes inteligentes, veículos elétricos
2
, novos tipos de baterias elétricas e eletrodomésticos
inteligentes. A eficiência energética, além de continuar possuindo um papel fundamental,
seja através de equipamentos que consomem menos energia, de edificações projetadas
desde a planta para ter baixo consumo de eletricidade ou de mudança de hábitos de
consumo, vê seus benefícios e oportunidades ampliados com a difusão dessas inovações.
1
Nos EUA, cerca de 59 milhões de medidores inteligentes foram instalados, cobrindo mais de
40% dos locais de medição, enquanto que, na União Europeia, se espera que 72% dos consumidores
tenham medidores avançados (MIT, 2016).
2
Desde meados do século XX diversos países têm investido pesadamente na eletrificação do
transporte público urbano. O século XXI está vendo emergir um novo mercado para a energia elétrica: os
veículos elétricos no transporte individual.
4
Todas essas mudanças estão ocorrendo devido a novas posturas pró-ativas dos
consumidores frente ao seu consumo energético, ao rápido barateamento de várias das
inovações supracitadas
3
e às políticas públicas de fomento correspondentes.
A digitalização crescente das redes elétricas e das instalações dos consumidores
permite a realização de novos modelos de negócio, novos tipos de contratos, mais flexíveis,
entre geradores, transmissores, distribuidores, consumidores e prossumidores e novos tipos
de tarifas, mais elaboradas, que refletem melhor os custos marginais do setor elétrico.
Este texto de discussão conceitua o valor agregado, nas redes elétricas, da geração
distribuída e de medidas visando ganhos de eficiência energética nas instalações de
consumidores. Avalia, ainda, seu possível rebatimento na regulação e na estrutura tarifária,
de modo a incentivar estas atividades sem prejuízos tarifários para os demais
consumidores, das redes, que não as adotarem.
O texto também apresenta algumas mudanças de políticas públicas e na regulação
dos mercados de energia elétrica ora em curso no exterior com esta finalidade. Conclui-se
com algumas propostas alternativas, para o caso brasileiro, de políticas públicas, regulação
e estrutura tarifária.
1. GERAÇÃO DISTRIBUÍDA DE ENERGIA ELÉTRICA
A Geração Distribuída (GD) não possui uma definição única e global. Os conceitos
apresentam variações de acordo com a forma de conexão à rede, capacidade instalada,
localização, tecnologias e recursos primários utilizados. De modo geral, para Ackermann,
Andersson e Söder (2001), a GD se caracteriza como uma fonte de geração conectada
diretamente à rede de distribuição. Essa mesma definição é adotada por Zilles et al. (2012),
que também apontam que a GD possui pequena capacidade instalada e as principais fontes
utilizadas (renováveis e não renováveis) são a solar, a eólica (através de pequenas turbinas),
células a combustível, tecnologias de cogeração, energia hidráulica, entre outras.
3
Os custos unitários da energia eólica e da energia solar fotovoltaica caíram 40% e 60%,
respectivamente, entre 2008 e 2014. As baterias de íons de lítio, principal tecnologia utilizada atualmente em
veículos elétricos e armazenamento estacionário de eletricidade, tiveram uma redução de custo unitário de
14% entre 2007 e 2014 (MIT, 2016).
5
Em 2012, a geração distribuída de energia elétrica se popularizou no Brasil por
meio da publicação da Resolução Normativa nº 482/2012, atualizada pela Resolução
Normativa no 687/2015 (ANEEL 2012; ANEEL 2015), um marco para a GD de pequeno
porte no país. Além de definir potências para a GD, estruturando-a em micro e minigeração
distribuída, a resolução estabeleceu as condições gerais para o acesso ao sistema de
distribuição de energia elétrica e definiu o sistema de compensação de energia, também
conhecido como Net Metering. Nesse sistema a energia excedente é injetada na rede e se
converte em créditos de energia para posterior compensação caso o consumo seja inferior
à eletricidade gerada. A partir de então, o interesse dos consumidores residenciais,
comerciais e industriais de pequeno porte em autogeração de energia aumentou e, por
conseguinte, o número de sistemas de geração distribuída instalados.
A difusão da GD implica em transformações no setor elétrico e, principalmente, no
segmento de distribuição. Entender a estrutura do setor elétrico brasileiro é essencial para
prever as possíveis mudanças que a GD ocasionará.
Considerando a perspectiva do operador do sistema, a GD pode substituir
investimentos em transmissão e distribuição de energia, e, ademais, contribuir para a
prestação de Serviços Ancilares (os serviços necessários para manter uma operação estável
da rede). Sob uma perspectiva ambiental, a GD com fontes renováveis apresenta cortes
significativos nas emissões de CO2 comparada com a geração centralizada com fontes de
energia fósseis. A taxa e a magnitude da adoção da GD, por exemplo, serão essenciais para
o desenvolvimento de políticas alinhadas com a problemática das mudanças climáticas
(Strachan and Dowlatabadi 2002).
Da perspectiva da concessionária, a GD representa uma ameaça para o tradicional
modelo de negócio praticado dentro do atual contexto legal e regulatório.
Do ponto de vista do consumidor, a GD representa uma economia relativa à compra
de energia da rede. Quanto mais energia o consumidor gerar, menos ele precisará adquirir
da distribuidora. Além disso, o consumidor também não fica exposto aos aumentos
tarifários regulares e, por vezes, de caráter extraordinário, no Brasil. Há também um novo
perfil de consumidores sendo criado com a GD, os “prosumers ou “prossumidores”,
motivados por razões diversas a investir em autogeração.
6
Por outro lado, é essencial avaliar o impacto para os consumidores, principalmente
para aqueles que não estão dispostos a investir em geração distribuída
4
e/ou em eficiência
energética. O efeito estaria refletido nas tarifas, ocasionando um aumento no valor cobrado
pela energia devido, a grosso modo, à redução do volume de eletricidade para a mesma
base de receita requerida da distribuidora. Em suma, aqueles que não geram a própria
energia pagarão mais caro pela eletricidade adquirida da rede, ocasionando possíveis
divergências que devem ser consideradas ao promover mecanismos de incentivo.
A GD, além das vantagens mostradas anteriormente, também apresenta
desvantagens e desafios que devem ser apontados e discutidos. Com o seu avanço,
problemas técnicos, operacionais e econômicos podem surgir, tornando-se barreiras para a
sua difusão. Do ponto de vista técnico, o fluxo de energia na rede sem a GD é, geralmente,
unidirecional. Entretanto, com os geradores descentralizados operando em paralelo com a
rede, um fluxo de energia multidirecional, sendo necessário redefinir os esquemas de
proteção segundo aponta Koeppel (2003). Concernente à qualidade de energia, dois
aspectos são considerados: variações de tensão e harmônicos. Dependendo da situação, a
GD pode aumentar ou diminuir a qualidade da tensão recebida por outros usuários da rede.
Além disso, problemas de estabilidade da rede também podem surgir, visto que elas não
foram tradicionalmente construídas para considerar tais aplicações. Lopes et al. (2007)
também discutem esses problemas e os classificam em três categorias: técnicos, comerciais
e regulatórios.
No âmbito comercial, os desafios afetam as concessionárias. Atualmente, grande
parte das distribuidoras não tem incentivos para desenvolver esse mercado, tampouco
oferecer serviços de gerenciamento e conexão. Logo, novos arranjos comerciais precisam
ser implementados para que gerem benefícios. A questão regulatória também é encarada
como uma barreira para Lopes et al. (2007). Na ausência de políticas e instrumentos
regulatórios claros associados à GD, é provável que esse tipo de geração não prospere a
longo prazo. Os principais motivos estão relacionados ao modo pelo qual as redes de
4
Atualmente, as células fotovoltaicas são a principal tecnologia de geração distribuída de pequena
escala utilizada na maioria dos países. Para um futuro de médio prazo se espera uma difusão mais
significativa de células de combustível, microturbinas a gás e geradores eólicos de pequeno porte.
7
distribuição foram desenvolvidas e operadas, como redes passivas. Portanto, políticas
apropriadas devem ser formuladas considerando as questões de integração, planejamento
e operação tanto da rede quanto do sistema.
A difusão da GD com a utilização de fontes renováveis recebe o apoio da sociedade
motivada, principalmente, por questões econômicas e ambientais. Entretanto, o alto
investimento inicial, demorado tempo de retorno do investimento e a ausência de linhas de
financiamento específicos representam um entrave para o seu desenvolvimento. Espera-se
para os próximos anos um significativo aumento da GD no Brasil, principalmente
utilizando tecnologia fotovoltaica, mas deve-se considerar os aspectos técnicos e
operacionais da sua inserção para que os estímulos funcionem e criem valor para todos os
envolvidos.
2. REDES ELÉTRICAS: O VALOR AGREGADO DA GD E DE GANHOS DE EE EM
INSTALAÇÕES DE CONSUMIDORES
Os circuitos, transformadores, alimentadores e equipamentos de controle e proteção
das redes de distribuição são dimensionados para atender, com alguma folga, as demandas
máximas de energia elétrica dos seus consumidores. Consequentemente, na maior parte do
tempo, esses componentes operam com capacidade ociosa.
A magnitude dessa capacidade ociosa varia ao longo da rede elétrica e ao longo do
tempo. Os investimentos para reforçar os componentes da rede também variam nas diversas
partes da rede e se distribuem ao longo dos anos para acompanhar o crescimento da
demanda e a necessidade de trocar equipamentos velhos, obsoletos ou inutilizados. Tais
investimentos são recuperados ao entrarem na formação da tarifa de eletricidade dos
consumidores.
A geração distribuída, o gerenciamento da carga pelos consumidores e medidas, em
geral, visando ganhos de eficiência energética no uso da eletricidade podem, dentro de
limites, adiar investimentos em componentes das redes elétricas. Isso ocorre na medida em
que diminuem a carga dos consumidores a ser atendida pelas empresas distribuidoras e, no
caso da geração distribuída, utilizam a capacidade ociosa dos componentes das redes.
8
Quando o montante total da geração distribuída ultrapassa a capacidade disponível
em uma parte da rede, investimentos em reforços em seus componentes precisam ser
realizados.
Em síntese, o valor da geração distribuída sob o ponto de vista da rede elétrica
depende do local da rede onde ela está instalada, assim como da época do ano e do período
do dia nos quais ela ocorre.
O mesmo acontece com as medidas que visam ganhos de eficiência energética, visto
que elas são mais úteis, também do ponto de vista da rede elétrica, nos locais da rede e nos
momentos nos quais a capacidade ociosa é menor, ou inexistente, e os investimentos em
reforços da rede são mais elevados.
Os valores agregados, nas redes elétricas, da geração distribuída e de ganhos de
eficiência energética em instalações de consumidores são proporcionais aos custos
marginais nos nós e circuitos das redes. Estes variam com as suas condições de
carregamento, ou seja, variam ao longo do tempo.
Técnicos que atuam no setor elétrico brasileiro aprenderam a calcular, no início da
década de 1980, custos marginais de distribuição de energia elétrica utilizando
metodologias desenvolvidas na França pela Electricité de France (DNAEE 1985). Desde
então, esta metodologia, que agrega os custos incrementais dos componentes da rede em
baixa tensão
5
, tem sido utilizada para calcular custos marginais médios para toda a área de
concessão das empresas distribuidoras. A metodologia em questão dispensa o uso de
modelos de simulação de fluxos de carga que representem de uma forma detalhada as redes
de distribuição.
Atualmente, há modelos que representam a operação e a expansão de redes de
distribuição sem a necessidade de agregar linhas e transformadores. Os modelos
desenvolvidos pelo MIT Energy Initiative (MIT 2016) constituem um bom exemplo. Eles
permitem o cálculo dos custos marginais de distribuição de uma forma bastante
desagregada, possibilitando, por conseguinte, estimar o valor adicionado da geração
5
Os custos marginais das linhas e subestações de baixa tensão são calculados com base nos seus
custos unitários e nas “leis de quantidade de obras”, que relacionam, por meio de regressões estatísticas, os
fluxos de carga através de cada tipo destes equipamentos com a sua quantidade, no caso das subestações, e
com o comprimento total das linhas, no caso das linhas.
9
distribuída e de medidas visando ganhos de eficiência energética em qualquer ponto da
rede, assim como suas variações ao longo do tempo.
Aliás, em longo prazo, o despacho e o planejamento da operação das redes de
distribuição deverão ser semelhantes ao realizado hoje para as redes de transmissão (MIT
2016).
ESTRUTURA E REGULAÇÃO TARIFÁRIA QUE REFLETEM O VALOR AGREGADO NAS
REDES ELÉTRICAS PELA GD E EE EM INSTALAÇÕES DE CONSUMIDORES
Para transmitir, de uma maneira eficaz, aos consumidores os valores agregados
distintos da geração distribuída e de medidas visando ganhos de eficiência energética – nas
várias partes da rede e ao longo dos períodos do dia e estações do ano – as tarifas de energia
elétrica de todos os tipos de consumidores, grandes e pequenos, precisam refletir os
correspondentes custos marginais do fornecimento.
A estrutura das tarifas de energia elétrica no Brasil já leva em conta, de uma maneira
aproximada, desde a década de 1980, os custos marginais das redes de transmissão e
distribuição.
No entanto, conforme mencionado anteriormente, os custos marginais de distribuição
são calculados como dias para as áreas de concessão das empresas distribuidoras, já que
a tarifa, segundo a legislação atual, é única para todos os consumidores de um determinado
tipo em uma dada área de concessão.
As tarifas de energia elétrica dos consumidores de pequeno porte no Brasil e em
diversos outros países ainda são monômias, ou seja, a demanda de potência (kW) não é
tarifada, apenas o consumo de eletricidade (kWh). Elas não são horo-sazonais (diferentes
para determinado período do dia e do ano) e os custos marginais que embasam a estrutura
tarifária são calculados de uma forma agregada para esses consumidores, conforme
explicado anteriormente.
Essas tarifas têm um componente fixo, em geral pequeno, que visa remunerar
minimamente a disponibilidade do fornecimento independente do consumo, e o
componente principal, que é proporcional ao consumo. Essa estrutura tarifária simples era
justificada no passado pelos seguintes fatos: (i) os consumos unitários médios, sobretudo
10
dos consumidores residenciais, eram, em geral, baixos; (ii) não havia autoprodução com
venda de excedentes na baixa tensão; e (iii) estes consumidores eram considerados passivos
em relação às condições de seu fornecimento de energia elétrica.
Em termos de distribuição espacial, as tarifas no longo prazo devem ser nodais, tais
como já ocorre hoje no Brasil com as tarifas de uso das redes de transmissão (TUST). Uma
ampla difusão de medidores e redes inteligentes no futuro viabilizará esta aplicação. No
médio prazo, devem ser criadas tarifas zonais, ou seja, tarifas que variam de acordo com
zonas das áreas de concessão, refletindo diferenciais importantes na distribuição espacial
dos custos marginais das redes das empresas concessionárias.
Em termos de distribuição temporal, o cálculo dos custos marginais de distribuição
para os consumidores atendidos em tensões mais elevadas é efetuado com razoável
precisão no país. Um exemplo são os prossumidores que possuem unidades de geração
distribuída de médio porte, tais como plantas de cogeração e PCHs (Pequenas Centrais
Hidrelétricas), e são conectados às redes de distribuição em tensões mais elevadas. As
tarifas desses consumidores são horo-sazonais, ou seja, variam entre os períodos de ponta
e fora da ponta e possuem componentes de consumo
6
e de demanda
7
. Dessa forma, o valor
agregado, nas redes elétricas, da autoprodução, assim como das medidas visando ganhos
de eficiência energética, já são transmitidas a eles com uma razoável acuidade.
Na França, Reino Unido e EUA há opções tarifárias horo-sazonais mais elaboradas,
como as que representam mais de dois períodos tarifários ao longo do dia e mais de duas
estações ao longo do ano ou as tarifas dinâmicas, que refletem a variação contínua dos
custos marginais ao longo do tempo. Elas devem ser adotadas no futuro no Brasil e
transmitirão melhor a esses consumidores o valor de seu consumo, de suas economias de
energia e de sua autoprodução, seja para atendimento de consumo interno, ou para a venda
de excedentes para a rede pública.
Em um futuro não muito distante se espera, também, um papel significativo de uso
de armazenadores, diretos (baterias) e indiretos (armazenamento de energia térmica em
6
Consumo de energia elétrica, em kWh.
7
Demanda de potência elétrica, em kW.
11
sistemas de condicionamento ambiental) da energia elétrica e veículos elétricos no espectro
de consumo dos prossumidores ou consumidores.
Consequentemente, a estrutura tarifária dos consumidores de pequeno porte precisa
evoluir para refletir as mudanças nos custos marginais das redes de distribuição de energia
elétrica ocasionadas por esses novos tipos de equipamentos, pelos novos hábitos de
consumo e pela postura, cada vez mais proativa, desses consumidores.
No médio, ou longo prazo, todos os consumidores de energia elétrica no Brasil
deverão se tornar livres, ou seja, poderão escolher o seu fornecedor deste fundamental
insumo da sociedade moderna. Nessa situação, todos os consumidores, inclusive os
pequenos, pagarão duas faturas de energia elétrica: uma para o seu fornecedor da
eletricidade e a outra será correspondente à tarifa pelo uso do sistema de distribuição
(TUSD)
8
. Essa separação de faturas deverá ocorrer mesmo para os consumidores que
optarem por continuar tendo o seu fornecimento através da empresa distribuidora local.
A maior parte dos custos marginais do uso do sistema de distribuição depende das
capacidades dos componentes das redes, que, por sua vez, dependem do número de
consumidores, de sua distribuição espacial, de suas curvas de carga típicas e de sua
demanda máxima no período de ponta do sistema. Logo, a TUSD deve refletir esta
característica, o que não acontece hoje com os pequenos consumidores de energia elétrica
no Brasil que pagam valores médios em tarifa monômia e não horo-sazonal conforme
apresentado anteriormente.
No futuro, quando a maior parte das redes de distribuição de energia elétrica no Brasil
for “inteligentee medidores digitais com memórias de massa estiverem instalados para a
maioria dos consumidores, não haverá porque não se aplicar tarifas binômias horo-sazonais
nodais, ou zonais, para todos estes consumidores, grandes e pequenos. A separação entre
classes de consumidores se tornará irrelevante (MIT 2016).
Com essa configuração, será possível uma convivência benéfica para todos, entre
empresas concessionárias distribuidoras e redes locais de consumidores envolvendo
8
Isso já acontece atualmente no país com os consumidores com demandas superiores a 3 MW e os
consumidores com demandas entre 0,5 MW e 3MW que contratam o seu fornecimento junto a fontes de
energia incentivadas.
12
geração distribuída, armazenamento local, carregamento de veículos elétricos e controle
automático de todos esses equipamentos. Essa configuração ainda não existe, de uma forma
ampla, em nenhum país.
No entanto, em vários países, como nos EUA e inclusive no Brasil, existem projetos
pilotos com algumas dessas características e planos para implementar esse esquema, por
etapas. O desafio imediato que se coloca para o governo brasileiro e para os agentes do
setor elétrico é ampliar os projetos pilotos, para se ganhar experiência, e se começar a
planejar a fase de transição para essa nova estrutura que implicará em fortes mudanças nas
políticas energéticas, no planejamento e na regulação setorial.
Enquanto isso não ocorre, mudanças gradativas na estrutura tarifária dos
consumidores, sobretudo os pequenos, devem ser buscadas, inclusive com a preocupação
de evitar choques tarifários.
Um tipo de mudança na estrutura tarifária dos pequenos consumidores que reflete
melhor a estrutura dos custos marginais de distribuição é o aumento gradual do peso do
componente fixo da tarifa. Este componente deve ser substituído, mais adiante, pelo
componente proporcional às demandas máximas de potência dos consumidores.
Outra mudança tarifária importante para os pequenos consumidores no Brasil, para
refletir melhor os custos marginais que eles provocam nas redes é a adoção de tarifas horo-
sazonais como a tarifa branca, já criada pela ANEEL como uma opção tarifária, mas ainda
não implantada no país.
A adoção de tarifas zonais, tanto para consumidores de grande como de pequeno
porte, poderia ser implementada no Brasil no curto ou médio prazos. Mais em longo prazo,
essas tarifas devem ser substituídas por tarifas nodais.
É fundamental, também, para minimizar diferenças entre a estrutura dos custos
marginais de distribuição e a estrutura tarifária, que impostos e custos associados às
políticas públicas que estabelecem subsídios cruzados entre tipos de consumidores ou
regiões incidam sobre o componente fixo, ou o componente proporcional à demanda, nas
tarifas, e não sobre o componente proporcional ao consumo de energia (MIT 2016).
Evidentemente, mudanças na regulação tarifária devem acompanhar essas mudanças
na estrutura tarifária. Como a velocidade da difusão da geração distribuída e de medidas
visando ganhos de eficiência energética no Brasil pode ser maior do que mudanças factíveis
13
na estrutura tarifária, no sentido destas mudanças não provocarem choques tarifários
inviáveis, a adoção de algum mecanismo regulatório de separação entre vendas e receitas,
como ocorre em muitos estados americanos (Bajay 2017), pode propiciar o reequilíbrio
econômico-financeiro das empresas concessionárias distribuidoras. O estabelecimento de
tetos de receita
9
, como já se faz no Brasil com as tarifas de uso dos sistemas de transmissão
(TUST), é o mecanismo mais empregado nos EUA com esta finalidade.
Outras mudanças regulatórias também devem ocorrer em paralelo com as
mudanças na regulação tarifária, com destaque para mudanças na regulação da qualidade
da energia e na qualidade do fornecimento, já que uma forte difusão da geração distribuída
e de medidas visando ganhos de eficiência energética nas instalações dos consumidores
deverão afetar estas características técnicas do fornecimento de energia elétrica. Novos
padrões deverão ser adotados e novas exigências de controle da qualidade da energia
injetada na rede deverão ser impostos aos prossumidores.
Políticas públicas têm incentivado a geração de energia elétrica a partir de fontes
renováveis em inúmeros países, seja através de geração centralizada, seja por meio de
geração distribuída. A geração centralizada conta com economias de escala a seu favor,
enquanto que a geração distribuída evita investimentos nas redes de transmissão.
Para que esta saudável competição entre fontes renováveis de energia centralizadas
e distribuídas ocorra sem vantagens regulatórias indevidas para qualquer uma das partes, é
essencial que as tarifas de energia elétrica cobradas e pagas aos prossumidores reflitam da
melhor maneira possível os custos marginais de seu consumo e de sua produção nas redes
de distribuição aos quais estão conectados.
Deve haver, também, simetria entre a tarifa cobrada pelo consumo de energia elétrica
adquirida por um prossumidor em um local da rede de distribuição em um dado momento
e a tarifa paga a ele pela injeção de excedentes de sua geração naquele local e momento
(MIT 2016).
9
Revenue caps, ao invés de tetos de preço (price caps), como adotado atualmente na regulação das
tarifas de energia elétrica dos consumidores cativos no país.
14
POLÍTICAS PÚBLICAS NO BRASIL: FOMENTO À GD E À EE NAS INSTALAÇÕES DE
CONSUMIDORES
Apresenta-se aqui algumas políticas para fomentar a geração distribuída de pequena
escala e medidas de eficiência energética em consumidores finais sem a intenção de ser
abrangente.
O modelo institucional do setor elétrico brasileiro permite que as distribuidoras de
energia elétrica atendam a até 10% do seu mercado através de geração distribuída em sua
área de concessão. Segundo Bajay (2016), essa opção não tem sido utilizada pelas
concessionárias.
A Resolução Normativa nº 482 da ANEEL, aprovada em abril de 2012, incentiva a
instalação de sistemas de mini e microgeração distribuídas ao permitir uma operação de
compensação energética para os usuários que vierem a adquirir o sistema. Em 2015 a
Resolução n.º 687/2015 da ANEEL (2015):
i. Alterou as faixas de potência da microgeração e da minigeração para 75 kW e 5
MW
10
, respectivamente;
ii. Possibilitou a geração compartilhada e a instalação de geração distribuída em
condomínios;
iii. Estendeu o prazo de validade dos créditos de energia de 36 para 60 meses; e
iv. Alterou os procedimentos básicos de conexão à rede impondo novos
condicionantes às empresas distribuidoras de energia elétrica, tornando o processo
mais simples e rápido.
Há, também, facilidades creditícias e isenções fiscais que o governo federal e
alguns governos estaduais oferecem para componentes de certos sistemas de geração de
10
Segundo o banco de dados BIG, da ANEEL, no início de maio de 2017 haviam 10.012 pequenas
usinas, de até 5 MW, instaladas pelos próprios consumidores, somando uma capacidade instalada de 110
MW.
15
energia elétrica empregando fontes renováveis de energia, como a energia solar, a energia
eólica e a energia proveniente da biomassa.
Um incentivo fiscal importante para a geração distribuída utilizando células
fotovoltaicas é a cobrança do ICMS só sobre o consumo líquido (consumo de energia da
rede menos a injeção de excedentes de geração na rede) dos prossumidores e não sobre o
seu consumo absoluto de eletricidade adquirida da concessionária; a maioria dos governos
estaduais concordou em conceder este benefício para prossumidores com capacidade
instalada de até 1 MW
11
.
Nenhuma dessas leis, resoluções da ANEEL e programas, no entanto, incentiva que
a geração distribuída – de médio ou de pequeno porte – ocorra prioritariamente nos locais
da rede elétrica e nos períodos de tempo em que ela tem maior valor, basicamente por uma
questão de isonomia.
Os principais instrumentos de fomento do governo federal para ganhos de eficiência
no consumo de energia elétrica no Brasil são o Programa Brasileiro de Etiquetagem (PBE),
o Programa Nacional de Conservação de Energia Elétrica (Procel), os Programas de
Eficiência Energética (PEEs) mandatórios das empresas concessionárias distribuidoras de
energia elétrica, regulados pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), e a Lei de
Eficiência Energética, cujo objetivo é estabelecer os níveis mínimos de eficiência
energética, ou máximos de consumo, de equipamentos que consomem energia (Bajay
2016).
Nenhum desses instrumentos, a exemplo dos relacionados à GD, entretanto,
incentiva a adoção de medidas que propiciam economias no consumo de energia elétrica
nos locais da rede e nos períodos de tempo em que elas valem mais.
É desejável que haja uma saudável competição entre a geração centralizada e a
geração descentralizada de eletricidade e, particularmente, entre as diversas fontes
renováveis de energia. Para que isso ocorra, é necessário que a estrutura dos preços e tarifas
11
Governos dos estados de Acre, Alagoas, Bahia, Ceará, Goiás, Maranhão, Mato Grosso, Minas
Gerais, Paraíba, Pernambuco, Piauí, Rio de Janeiro, Rio Grande do Norte, Rio Grande do Sul, Paraná,
Rondônia, Roraima, São Paulo, Tocantins e o Distrito Federal.
16
da energia elétrica reflitam os custos marginais que essas opções impõem à rede, que
variam espacialmente nas redes de transmissão e distribuição e com o tempo.
Uma forte difusão da geração distribuída de energia elétrica e de medidas que
propiciam economias de eletricidade através de ganhos de eficiência energética pode
causar grandes incrementos tarifários para os consumidores não prossumidores e/ou
desequilíbrio econômico-financeiro das empresas concessionárias distribuidoras, por conta
da redução do volume de vendas destas, se o sistema tarifário vigente não refletir
adequadamente os custos marginais das redes de distribuição, como ocorre atualmente no
Brasil e em diversos outros países.
O desafio que se enfrenta hoje é como escalonar, ao longo do tempo, mudanças na
estrutura tarifária da energia elétrica, na regulação tarifária e nas políticas públicas de
incentivo a fontes renováveis de energia, geração distribuída de energia elétrica e medidas
de economia de eletricidade via ganhos de eficiência energética. Isso deve ser feito de
modo a buscar soluções de compromisso entre os interesses conflitantes de prossumidores,
demais consumidores de energia elétrica, produtores independentes de eletricidade com
fontes renováveis de energia e empresas concessionárias distribuidoras de energia elétrica.
MODELOS DE NEGÓCIO PARA A GERAÇÃO DISTRIBUÍDA DE ENERGIA ELÉTRICA
Um modelo de negócio, segundo Osterwalder e Pigneur (2011), descreve a lógica
de criação, entrega e captura de valor por parte de uma organização. Nos últimos anos,
vários modelos de negócio surgiram a fim de auxiliar na difusão da geração distribuída e
de serviços de eficiência energética e na criação de oportunidades para as concessionárias
de distribuição de energia. Em essência, os modelos se diferenciam pela propriedade (quem
é o dono do ativo, do sistema de geração).
Há, também, os modelos específicos para as concessionárias de distribuição de
energia elétrica, que podem ser proprietárias dos ativos de geração, podem alugar os
equipamentos ou até fornecer financiamentos diferenciados para os consumidores. Outro
modelo muito difundido é o Third-Party, ou para terceiros, no qual as empresas são
proprietárias, operam e controlam o ativo, reduzindo o investimento inicial elevado, a
complexidade e o risco para os consumidores.
17
Os modelos de geração compartilhada também estão a crescer, permitindo que
múltiplos usuários adquiram a sua energia através de um único sistema. Destaca-se que a
RN 687/2015 (ANEEL 2015) criou a figura da geração compartilhada de energia e
aumentou as possibilidades de geração de energia através da GD.
É necessário ressaltar que o grupo de agentes interessados no desenvolvimento da
GD é heterogêneo e possui interesses divergentes: o consumidor, as concessionárias de
distribuição de energia, os investidores, o desenvolvedor (que atua na parte de construção
ou instalação dos sistemas) e os governos (federal, estadual e municipal). Logo, os modelos
de negócio desenvolvidos consideram a perspectiva de um determinado agente e, nessa
área, muito se discute sobre aplicar modelos que representem ganhos para todos os
envolvidos.
Da perspectiva da concessionária de distribuição de energia elétrica, por exemplo,
a GD tem sido encarada como ameaça para a sua geração de receita e, consequentemente,
lucro. Desse modo, enquanto mudanças regulatórias não ocorram para tornar a GD um
negócio rentável para as distribuidoras ou ao menos que a erosão de sua receita seja evitada,
sem refletir na tarifa dos demais consumidores de energia, as distribuidoras continuarão
sentindo-se ameaçadas pela difusão dessas tecnologias.
Do ponto de vista do consumidor, a sua participação nos negócios de eletricidade é
uma questão complexa, que deve ser bem avaliada e regulamentada para garantir a
sustentabilidade econômica do setor energético. Países com fortes políticas voltadas para
difusão da GD a partir de pequenos consumidores finais, como a Alemanha, demonstram
que o sucesso das iniciativas depende da atratividade do negócio para esses pequenos
investidores.
Essa atratividade pode ser aprimorada com a implementação de mecanismos de
incentivos que visam, sobretudo, garantir a recuperação do capital investido. No âmbito
econômico, os modelos que mais beneficiam o consumidor são aqueles nos quais a
propriedade do sistema de geração é de outrem ou é compartilhada, pois o investimento
inicial pode ser reduzido por meio do aluguel ou arrendamento dos sistemas, ou ainda da
venda da energia gerada. O modelo de geração compartilhada também amplia o alcance da
GD, diluindo os custos entre os usuários participantes, ou possibilitando que todos os
agentes participem do negócio.
18
Os modelos de negócio são profundamente influenciados pelos aspectos
regulatórios de cada país. No Brasil, a RN nº 482/2012 (ANEEL 2012) auxiliou a moldar
um novo mercado para a GD fotovoltaica. Atualmente, diversas empresas oferecem
serviços de instalação, projetos, construção das estruturas de sustentação dos sistemas e
fornecimento de inversores.
Essas empresas são os terceiros e as atividades podem ser alocadas nos modelos do
tipo Third-Party. No entanto, apesar do crescimento da GD no país, o consumidor ainda
deve estar disposto a pagar pelo investimento inicial que é alto.
Ainda não se destacam os modelos nos quais as empresas alugam os equipamentos
ou oferecem financiamentos próprios com taxas reduzidas para aqueles que não possuem
condições econômicas de arcar com os custos dispendiosos de projeto e instalação. Os
modelos específicos para a concessionária de energia ainda não emergiram, com parcas
exceções quando se considera a atuação via ESCO (Empresa de Serviço Energético).
No caso do Brasil, a concessionária distribuidora não é proprietária dos ativos de
geração. Ela compra a energia no ACR (Ambiente de Contratação Regulada) e a entrega
para os consumidores, recuperando esses custos junto ao consumidor. Por essa razão, o
impacto na tarifa dos demais consumidores também determinará o sucesso dos modelos de
negócio adotados.
MODELOS DE NEGÓCIO PARA EFICIÊNCIA ENERGÉTICA
O conceito de Gerenciamento pelo Lado da Demanda (GLD), do inglês Demand
Side Management (DSM), foi introduzido pelo Electric Power Research Institute (EPRI),
em 1980, como uma série de atividades que as concessionárias deveriam começar a fazer
para mudar suas curvas de carga ou o padrão de consumo de energia, visando o
aprimoramento da confiabilidade e desacelerar investimentos. Com o avanço da
liberalização dos mercados, o gerenciamento pelo lado da demanda se dividiu em dois
grupos: eficiência energética e resposta da demanda (demand response). Segundo
Behrangrad (2015), os modelos de negócio desenvolvidos para o gerenciamento pelo lado
da demanda são influenciados, principalmente, pela estrutura de mercado, capacidade de
geração e capacidade da rede de transmissão e a estrutura tarifária. Nesse contexto, o autor
19
sugere diferentes modelos de negócio em três esferas passíveis de se atuar com a EE:
operação do sistema, geração e carga (Figura 1).
A EE não é um recurso despachável ou controlável e não pode ser responsiva à uma
situação do sistema elétrico, como a intermitência das fontes renováveis ou a flutuação de
preços das tarifas. Entretanto, uma demanda mais eficiente pode surtir efeitos na operação
do sistema, como mostra o modelo de negócio que trata a EE como um recurso de
capacidade. A EE pode reduzir a carga e, por essa razão, preserva alguma capacidade de
geração e transmissão do sistema, impactando no balanço entre geração e carga.
também alguns aspectos da EE que podem gerar benefícios para o mercado de energia. No
modelo de aprimoramento da performance de mercado, a EE pode aumentar o nível de
competição e diminuir o poder do agente dominante do mercado. Reduzir o poder de
mercado é uma prioridade para a operação do sistema, devido a sua influência nos preços
de energia.
Figura 1: Variações dos modelos de negócio para EE.
Fonte: Adaptado de Behrangrad (2015)
No segmento de geração um modelo se destaca para Behrangrad (2015): créditos
para obrigações de desempenho energético. De acordo com o autor, há várias metas
ambientais que devem ser atingidas e envolvem redução do consumo de energia. Desse
20
modo, a EE pode gerar créditos, como os certificados brancos que serão mencionados logo
adiante. Esse modelo requer estrutura regulatória e política, bem como um ambiente de
mercado específico para as transações dos certificados.
No âmbito da carga, dois modelos são apresentados: o de contratos de performance
de economia de energia e o de serviços de EE e vendas de equipamentos. No primeiro,
caracterizado pelos contratos de performance de energia, o agente provedor de serviços de
EE seria capaz de determinar uma meta de desempenho para um determinado stakeholder.
Além disso, o agente provedor de serviços também ofereceria um mecanismo de
financiamento para a implementação do projeto que irá reduzir a demanda e a conta de
energia, por meio de medidas de EE. No segundo modelo, pode ocorrer a venda de
equipamentos e dispositivos que auxiliam na redução do consumo de energia. Esse modelo
também engloba a auditoria energética e estudos de custo/benefício que justifiquem a
venda de equipamentos mais eficientes para os consumidores, que se beneficiarão com a
redução dos gastos com energia.
De maneira similar à GD, o crescimento da EE também impactará na receita das
distribuidoras e traz à tona os mesmos desafios de remuneração desse agente. A
concessionária, por meio de uma ESCO, poderá se beneficiar desses modelos. O principal
agente do segmento de distribuição, portanto, não mais venderá um produto, mas sim
soluções e serviços energéticos. Entretanto, esses arranjos carecem de mudanças
regulatórias que possibilitem a ampliação das atividades das distribuidoras e outras formas
de remuneração, evitando que os custos e a redução da receita não sejam repassados para
os demais consumidores.
É necessário destacar a atuação das ESCOs na oferta de serviços relacionados à EE.
Nesse contexto, Würtenberger et al. (2013) apresentam três modelos específicos para as
ESCOs, semelhantes aos mostrados previamente, denominados Modelo de Contrato de
Suprimento de Energia (I), Modelo de Contrato de Performance de Energia (II) e um
Modelo Híbrido de Contrato de Energia Integrada (III).
No primeiro modelo (I), a ESCO fornece energia útil para os consumidores (energia
elétrica, água quente ou vapor). No segundo (II), a ESCO deve garantir a redução dos
gastos com energia, considerando um histórico de consumo como referência. Uma vez que
21
a economia é garantida e comprovada, a ESCO recebe uma remuneração baseada em
desempenho.
No terceiro modelo híbrido, a ESCO oferece os dois serviços: de energia útil
(preferencialmente, oriunda de fontes renováveis de energia) e medidas de economia de
energia para as edificações, residências, indústrias e comércios. Todos esses modelos são
do tipo PSS (Product Service Systems), caracterizados pela entrega de um produto
combinado com um serviço. No setor de energia, esses negócios oferecem a energia
relacionada com outros serviços, não apenas a simples venda de energia, sendo essa a forma
de atuação de uma ESCO.
Em relação a modelos de negócio governamentais, um modelo promissor, criado
pelo estado de Vermont, EUA, é o modelo de Concessionária de Eficiência Energética
(CEE). Nesse caso, a concessionária de distribuição arrecada uma taxa na tarifa que
comporá um fundo para leilão de EE. Diversas ESCOs disputam, então, contratos para
promover programas de conservação de energia em áreas específicas, quando aquela que
oferece o menor valor por unidade de energia conservada é a vencedora. A distribuidora
desta área coopera com a CEE fornecendo dados dos consumidores desta região e o
regulador audita e avalia os resultados obtidos para que cumpram os requisitos de contrato.
Outra opção, também arrecadando uma taxa na tarifa, é impor às distribuidoras
metas objetivas que exijam reduções periódicas alcançadas, expondo a distribuidora a
penalidades, como os Certificados de Economia de Energia (Tradable White Certificates).
Em 2004, a Itália, a França e a Grã-Bretanha começaram a implementar esquemas
de certificados negociáveis para melhorar a eficiência energética dos distribuidores de
eletricidade e gás, os chamados Tradable White Certificates ou Certificados de Economia
de Energia. Nesse sistema, as concessionárias de distribuição são obrigadas a realizar a
promoção da eficiência energética entre os usos finais e a comprovarem a economia de
uma fração preestabelecida da energia que distribuem. Esse montante é certificado,
gerando créditos de EE às próprias partes sujeitas à obrigação ou outros atores. Tais
créditos podem ser trocados e comercializados no mercado. Partes sujeitas à obrigação
incapazes de apresentar a sua quota de certificados estão sujeitos à sanções pecuniárias que
excedam o valor de mercado estimado dos certificados em falta (Iazzolino and Gabriele
2016). Cada MWh economizado gera um crédito de EE.
22
Um estudo sobre a confiabilidade financeira de 68 ESCOs na Itália mostra que o
índice médio de segurança financeira das ESCOs aumentou 164% de 2010 para 2014,
deixando a zona de risco de insolvência para a zona de segurança. A principal causa desse
desempenho é atribuída à comercialização de créditos de EE principalmente em 2014
(Iazzolino and Gabriele 2016).
Holanda, Dinamarca, Finlândia e Hungria aderiram a esse esquema também. As
metas de redução da demanda por projetos de eficiência energética variam entre 0,5% a
1,8% ao ano. Connecticut, Pensilvânia e Nevada adotaram esse esquema e outros estados
nos EUA estão seguindo essa tendência.
Desenvolvimentos recentes na política energética europeia revelam um interesse
crescente na criação de mercados com o objetivo de aumentar a eficiência energética de
forma rentável.
23
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Full-text available
The aim of this study is twofold: (i) At first, the authors would like to analyze the financial reliability of Energy Service Companies (ESCO) industry in Italy by using the Z” - score model by Altman et al. (1995) and (ii) secondly, observing the trend of Z” values from the year 2010 to the year 2014, they would try to connect these changes to specific business behaviors. An empirical research on a sample of 68 Italian ESCOs has been carried out. By analyzing balance sheet indicators, the authors identify the causes that entail the transition of firms from a specific solvency situation to another. Findings show that in most cases Z” - score increased over the years thanks to the acquisition of White Certificates, that represents an efficient instrument to promote energy saving. Research results allow to hope in a future development of ESCO industry.
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Distributed generation (DG) is expected to become more important in the future generation system. The current literature, however, does not use a consistent definition of DG. This paper discusses the relevant issues and aims at providing a general definition for distributed power generation in competitive electricity markets. In general, DG can be defined as electric power generation within distribution networks or on the customer side of the network. In addition, the terms distributed resources, distributed capacity and distributed utility are discussed. Network and connection issues of distributed generation are presented, too.
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