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ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA – ABSOLAR

CONTRIBUIÇÕES À CONSULTA PÚBLICA Nº 025/2019

AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL

ATO REGULATÓRIO: Consulta Pública Nº 025/2019

PROCESSO: 48500.004924/2010-51

EMENTA: obter subsídios e informações adicionais referentes às regras aplicáveis à microgeração e minigeração distribuída para a elaboração da minuta de texto à Resolução Normativa nº 482/2012 e à Seção 3.7 do Módulo 3 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional (PRODIST).



ÍNDICE

1. Introdução ............................................................................................................................................ 3

2. Proposta da ABSOLAR para aprimoramento da REN 482/2012 ........................................................ 7

2.1. A GD inserida na política energética existente ........................................................................... 8

2.2. Alternativas para a REN 482/2012 aderentes à política energética existente. ............................ 9

2.3. Valoração justa e adequada ....................................................................................................... 10

2.4. O momento adequado de mudar ............................................................................................... 11

3. Relevância Social............................................................................................................................... 19

4. Fundamentação Técnica .................................................................................................................... 26

4.1. GD e Eficiência Energética ....................................................................................................... 27

4.2. GD e Autoprodução de Energia Elétrica ................................................................................... 31

4.3. Análise das componentes tarifárias ........................................................................................... 34

5. Lacunas metodológicas na AIR ......................................................................................................... 74

5.1. Contribuições sobre a Nota Técnica nº 188/2019- SGT/ANEEL ............................................. 74

5.2. Aprimoramentos na AIR 003/2019 e Planilhas de Cálculo ...................................................... 76

6. Contribuições à minuta de aprimoramento da REN 482/2012 .......................................................... 93

7. Contribuições à minuta de aprimoramento do PRODIST ................................................................ 124

8. Bibliografia ...................................................................................................................................... 144



1. Introdução

A ABSOLAR avalia como oportuna a Consulta Pública nº 025/2019 (CP 25/19), dando continuidade ao processo de debates regulatórios para o aprimoramento das regras aplicáveis à micro e mini geração distribuída (GD), elaboração da minuta de texto à Resolução Normativa nº 482/2012 (REN 482/2012) e incorporação de melhorias à Seção 3.7 do Módulo 3 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional (PRODIST).

No entanto, a ABSOLAR refuta por completo a proposta de novo modelo do Sistema de Compensação de Energia Elétrica (SCEE) apresentado pela ANEEL, baseado na aplicação da Alternativa 5 como solução de longo prazo para a valoração da energia elétrica injetada na rede de distribuição por microgeração e minigeração distribuída. Tal proposta é considerada por todo o setor solar fotovoltaico brasileiro como desequilibrada e injusta, merecendo especial atenção e aprimoramento por parte do regulador, conforme será apresentado, propositiva e construtivamente, nesta contribuição.

A REN 482/2012 é considerada pelo setor solar fotovoltaico como um pilar fundamental para o desenvolvimento de um setor elétrico brasileiro (SEB) moderno, alinhado aos anseios e expectativas da sociedade, contribuindo para uma participação mais ativa e consciente dos consumidores na matriz elétrica nacional e para a evolução do setor pautado em fontes renováveis, limpas, sustentáveis, que auxiliam na diversificação, segurança energética e competitividade dos consumidores e do País.

O estabelecimento de um modelo de compensação de energia elétrica baseado na Alternativa 5 impactaria profunda e negativamente este pilar, representando forte retrocesso e desincentivo à decisão de consumidores residenciais, comerciais, industriais, rurais e públicos de realizar investimentos próprios para gerar energia elétrica a partir de fontes renováveis. Um desincentivo desta natureza não condiz com o amplo interesse e apoio da sociedade brasileira à GD, nem tampouco com o atual nível de maturidade da GD no Brasil, ainda claramente incipiente.

A ABSOLAR discorda profundamente da abordagem metodológica e conceitual adotada na CP 25/19, tendo em vista:



A mudança de metodologia adotada na CP 25/19, que desconsiderou parcela considerável dos atributos, bem como limitou a valoração dos benefícios e custos da microgeração e minigeração distribuída solar fotovoltaica (GDFV) no processo decisório do regulador. Tal mudança metodológica foi um retrocesso frente à metodologia da Audiência Pública Nº 001/2019 (AP 01/19), que ponderava, de forma técnica e qualificada, os atributos da GDFV e estava alinhada com as recomendações e boas práticas internacionais trazidas por diversos agentes, nos diferentes processos e etapas de participação pública da sociedade. A abordagem adotada na AP 01/19, apesar de incompleta como é o caso de qualquer metodologia, tinha amplas vantagens frente à metodologia posterior, dado que permitia à sociedade analisar com maior detalhamento os benefícios líquidos proporcionados pela GDFV em prol da sociedade brasileira.

A quebra do mais firme compromisso, assumido publicamente pela ANEEL, de não mudar as regras de compensação de energia elétrica para consumidores que instalaram e conectaram sistemas de GDFV antes da revisão da REN 482/2012 (respeito e proteção aos pioneiros da GD). Tanto nos documentos que fundamentam na AP 01/19, quanto em diversas manifestações públicas (reuniões de diretoria, eventos, entrevistas, artigos, entre outras), a ANEEL afirmou que a nova regra não seria aplicada aos consumidores que já estivessem enquadrados na regra vigente, mantendo-as por um prazo mínimo de 25 anos. No entanto, causou grave ameaça à segurança jurídica e estabilidade regulatória do mercado e do setor a publicação da CP 25/19, que propôs a redução deste prazo de 25 para apenas 10 anos (até final de 2030) para manutenção da regra atual aos consumidores que já se conectaram ou que já solicitaram parecer de acesso. A ABSOLAR reforça o entendimento de que a nova resolução deve levar em consideração o princípio da não-retroatividade, sendo quaisquer alterações introduzidas no mercado válidas somente para novas conexões que ocorrerem após a efetiva entrada em vigor do novo modelo, evitando o risco de quebra de confiança, credibilidade e reconhecimento de ambiente adequado para a realização de negócios que sempre caracterizou o setor elétrico e o Brasil.

Com o objetivo de apresentar a proposta da ABSOLAR para o aprimoramento da REN 482/2012, esta contribuição está estruturada com base nos seguintes pilares:

Proposta conceitual da ABSOLAR para a REN 482/2012 para o SCEE;

Fundamentação técnica, regulatória e jurídica;



Lacunas metodológicas da Análise de Impacto Regulatório nº 003/2019-SRD/SGT/SEM/SRG/SCG/SMA/ANEEL (AIR 003/2019) que requerem aprimoramentos e reconsiderações na análise realizada pela ANEEL, com importantes impactos aos resultados e recomendações decorrentes da AIR;

Aprimoramentos textuais da minuta da REN 482/2012 e da Seção 3.7 do Módulo 3 do PRODIST.

A contribuição da ABSOLAR está baseada nas seguintes premissas fundamentais:

A meta principal do processo de revisão e aprimoramento da REN 482/2012 deve ser de incentivar e reduzir barreiras à GD, proporcionando um crescimento robusto e sustentável a esta inovação positiva e desejada pela sociedade brasileira. A REN 482/2012 e o SCEE são importantes avanços de paradigma para o SEB, pois democratizam o acesso e incentivam a GD a partir de fontes renováveis pela sociedade brasileira. Adicionalmente, permitem maior liberdade de escolha, gestão e planejamento de gastos com energia elétrica e empoderamento dos consumidores cativos;

Antes de qualquer mudança, as regras devem ser previamente conhecidas pelo setor e pelo mercado, bem como escalonadas em calendário de implementação gradual, sem a implementação de mudanças bruscas, como proposto atualmente na CP 25/19;

Assegurar a segurança jurídica e da estabilidade regulatória, sem a implementação de medidas retroativas. Quaisquer alterações deverão ser válidas somente para novas conexões, feitas após a entrada em vigor do novo modelo. Para os sistemas conectados antes da entrada em vigor da nova resolução, a Alternativa 0 deverá ser mantida por pelo menos 25 anos. Esse período fundamental para o mercado, tendo-se em consideração que existe volume significativo de contratos de longo prazo envolvendo consumidores, empreendedores, instituições financeiras, seguradoras, investidores nacionais e internacionais, entre outros agentes, que confiaram nas sinalizações prévias transmitidas pela ANEEL ao mercado, de que as regras seriam mantidas por 25 anos aos pioneiros. Esta diretriz evita o preocupante risco de judicialização que paira hoje sobre o setor e o mercado, decorrente das propostas apresentadas na CP 25/19;



Valorar adequadamente todos os benefícios da GD ao Brasil, levando em consideração os seus atributos elétricos, econômicos, sociais, ambientais e estratégicos ao País;

Incorporar a GD na política energética, alinhando esta inovação tecnológica conforme as premissas aplicadas à eficiência energética e autoprodução a partir de fontes renováveis.



2. Proposta da ABSOLAR para aprimoramento da REN 482/2012

A ABSOLAR postula que:

A GD se insere e é parte integrante da política energética vigente, promovendo

valiosos benefícios ao SEB e à sociedade;

Considerando o arcabouço legal e regulatório atual, a GD por fontes incentivadas é

elegível à redução da Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD);

Além disso, a GD possui atributos que fornecem serviços elétricos ao SEB,

tornando-a elegível a reduções em outras componentes tarifárias também,

garantindo a correta valoração de atributos e justa alocação de custos da GD; e

Por fim, o período de transição para qualquer mudança do SCEE bem como os

respectivos gatilhos de alteração, devem estar alinhados com os princípios da

previsibilidade, segurança jurídica e estabilidade regulatória.

Com base neste racional conceitual, a ABSOLAR apresenta a seguinte proposta para o aprimoramento do SCEE e da valoração da energia elétrica injetada na rede pela GD:

Figura 1 - Resumo da proposta da ABSOLAR para a revisão do SCEE da REN 482/2012

A fundamentação da proposta da ABSOLAR está estruturada para responder às seguintes questões:



Como a GD se insere na política energética vigente?

Qual o valor correto e justo da energia elétrica injetada pela GD ao SEB e à sociedade brasileira?

Quando é o momento adequado de alterar o atual SCEE?

2.1. A GD inserida na política energética existente

A GD é uma ferramenta eficaz que contribui para o cumprimento de ao menos três diretrizes primordiais de políticas energéticas do Brasil, estabelecidas em legislação federal: eficiência energética, autoprodução e geração de energia elétrica a partir de fontes renováveis.

A GD é eficiência energética tanto na modalidade geração local, quanto na modalidade de geração remota. Para a geração local e remota, trata-se de uma medida de redução da demanda instantânea (kW) e de redução de consumo de energia elétrica (kWh) [vide detalhamento no item 4.1, tanto para geração local, quanto para remota]. Portanto, o racional da aplicação de políticas tarifárias para consumidores usuários de GD deve reconhecer tal característica.

A GD é uma forma de autoprodução, pois conforme sua definição estrita: "pessoa física

ou jurídica ou empresas reunidas em consórcio que recebam concessão ou autorização

para produzir energia elétrica destinada ao seu uso exclusivo, podendo, mediante

autorização da ANEEL, comercializar seus excedentes de energia" [2] [vide detalhamento no item 4.2]. A única diferença em relação aos agentes autoprodutores da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) é que à GD não é permitida a comercialização de seus excedentes de energia.

A GD é geração a partir de fontes renováveis, em modalidade de autoprodução, por definição, regulamentada pelo Art. 2º da REN 482/2012 e pelo Programa de Desenvolvimento da Geração Distribuída de Energia Elétrica – ProGD do Ministério de Minas e Energia (MME), estabelecido por meio da Portaria MME n° 538, de 15 de dezembro de 2015.



2.2. Alternativas para a REN 482/2012 aderentes à política energética existente.

Dado que a GD faz parte da política energética do País e que é papel da ANEEL implementar e prezar por uma regulação aderente às diretrizes legais que regem tal política energética, é preciso adequar as alternativas regulatórias propostas pela ANEEL por meio da CP 25/19.

De acordo com o Parecer nº 0282/2011-PGE/ANEEL o poder normativo das agências reguladoras está atrelado aos limites conferidos por lei. No caso específico da ANEEL, a Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996 (Lei nº 9.427/1996) foi responsável pela instituição da agência e pelo delineamento de suas atribuições, estabelecendo inclusive o seu poder de regular o setor de energia elétrica, como se observa do texto do seu Art. 2º transcrito a seguir:

Art. 2º A Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL tem por finalidade regular e fiscalizar a produção, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica, em conformidade com as políticas e diretrizes do governo federal.

A política energética nacional referida no Art. 2º transcrito acima, é disposta na Lei nº 9.478, de agosto de 1997, cujo Art.1º destaca:

“Art. 1º As políticas nacionais para o aproveitamento racional das fontes de energia visarão aos seguintes objetivos:

(...)

II – promover o desenvolvimento, ampliar o mercado de trabalho e valorizar os recursos energéticos;

(...)

IV – proteger o meio ambiente e promover a conservação de energia;

(...)

VIII – utilizar fontes alternativas de energia mediante aproveitamento econômico dos insumos disponíveis e das tecnologias aplicáveis. (...)”

Ou seja, as alternativas a serem avaliadas pela ANEEL devem, além de atender às políticas públicas vigentes, observar também o disposto em legislação, em especial a



Lei nº 9.427/1996, no que se refere à redução das tarifas de uso do sistema de transmissão e distribuição, conforme o § 1o de seu Art. 26.

A partir desse racional, as alternativas análogas às da CP 25/19 passam a ser:

Para todas as alternativas: o pagamento de TUSD para central geradora de geração distribuída nas modalidades de geração remota deve estar limitado a 50% da TUSDg;

Alternativa 1’: a cobrança sobre a compensação deve estar limitada a 50% da TUSD Fio B;

Alternativa 2’: a cobrança sobre a compensação deve estar limitada a 50% da TUSD Fio B e Fio A;

Alternativa 3’: analogamente ao regime de autoprodução, não deveriam ser aplicáveis as parcelas de encargos relativas à Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) e ao Programa de Incentivo às Fontes Alternativas (Proinfa);

Alternativa 4’: analogamente ao regime de autoprodução conforme Alternativa 3’, incluindo as perdas; e

Alternativa 5’: não deveria sequer existir como uma opção, pois é incoerente que a autoprodução pague qualquer parcela referente à Tarifa de Energia (TE).

Tabela 1 - Resumo das alternativas propostas de acordo com a legislação vigente

Alternativa Descrição Valor

original Novo Valor

1’ 50% TUSD Fio B 28% 14%

2’ + 50% TUSD Fio A 34% 17%

3’ + Encargos exceto

CDE/Proinfa 42% 18%

4’ + Perdas 50% 26%

Para GD Remota, 50% da TUSDg

2.3. Valoração justa e adequada

A análise qualitativa das componentes tarifárias realizada na AIR não promove a correta alocação de custos e benefícios da GD entre os consumidores. Deve-se ponderar adequadamente os atributos e serviços fundamentais proporcionados pela GD, que



contribuem sobremaneira para o sistema elétrico brasileiro. Nesta seção, a ABSOLAR apresenta um racional resumido para a análise de cada componente tarifária dos consumidores. Complementarmente, no “Capítulo 4 – Fundamentação Técnica” será apresentado o detalhamento para cada uma das componentes tarifárias em questão.

Tabela 2 - Resumo da análise feita pela ABSOLAR para as componentes tarifárias

Componente Tarifária

Análise realizada Conclusão

TUSD Fio B Criação de consumidor tipo

“Prosumidor” e simulação de processo de revisão tarifária.

Prosumidor usa apenas entre 70% e 50% da rede de distribuição

(custo marginal de capacidade).

TUSD Fio A

Avaliação do impacto na demanda máxima no SIN com o aumento da

capacidade instalada de GD no Brasil.

Até atingir um total acumulado de mais de 14 GW em GD no Brasil, a

demanda máxima do SIN é efetivamente reduzida com o

aumento da GD.

Perdas Técnicas

Lei de Ohm e Lei de Kirchoff implicam que a injeção de energia

elétrica na rede de distribuição reduz as perdas de forma sistêmica (ainda quando possa ter eventual

impacto na Baixa Tensão).

Para níveis de penetração de até 10% da energia elétrica, a GD deveria ser remunerada pela

redução de perdas que proporciona ao SIN.

Perdas Não Técnicas

Os custos das Perdas Não Técnicas representam valores similares aos das Perdas Técnicas, portanto em vez de ser remunerada pela redução de Perdas Técnicas, a GD pode ser isenta das Perdas Não Técnicas.

Analogamente, pode-se usar o mesmo conceito para os Encargos.

Encargos A GD é medida reconhecida de eficiência energética, conforme regulação

existente. Desse modo, a redução de consumo via GD não deveria participar do rateio de encargos.

2.4. O momento adequado de mudar

Em referência ao “parágrafo nº 27” da AIR, destacado acima, cabe ressaltar que tal afirmação carece de embasamento regulatório. Não há nenhuma análise, previamente feita pela ANEEL, cujas conclusões estejam regulamentadas e que defina qualquer



marco ou limite de potência instalada para o crescimento da GDFV no Brasil. Ao contrário: os debates sobre o momento adequado de mudança e quais os respectivos gatilhos necessários estão sendo realizados no âmbito da CP 25/19, conforme planejamento regulatório anterior, divulgado ao setor elétrico brasileiro.

Além disso, a afirmação destacada da AIR 003/2019 carece de embasamento técnico, pois a análise em valores brutos de potência instalada causa distorções prejudiciais à GDFV, na medida em que a fonte solar fotovoltaica possui um fator de capacidade inferior a 0,20, dadas as suas características operativas específicas. De acordo com a EPE [7], em relação ao consumo total de eletricidade em 2018 (636,4 TWh), a geração distribuída ainda corresponde a um percentual de 0,13% (828 GWh), analisando apenas o montante de 526 GWh, que correspondente à GDFV, o percentual é ainda menor, de apenas 0,08%, indicador este que não indica objetivamente uma contribuição relevante ou um crescimento preocupante da GDFV em território nacional. Se muito, o Brasil permanece fortemente aquém de suas possibilidades e efetivamente atrasado quando comparado com as boas práticas internacionais.

Desse modo, uma análise técnica abrangente e completa deve comparar diversas metodologias de cálculo de penetração da GD, bem como comparar as taxas de crescimento da GDFV com o crescimento da matriz elétrica brasileira no mesmo período, avaliando a contribuição total e relativa da GD para o suprimento da demanda elétrica ativa do Brasil.

Por exemplo, o estado da California (EUA) aplicou um gatilho de 5% de penetração da GDFV como ponto de alteração das regras regulatórias estabelecidas no mercado. Este valor foi calculado a partir da capacidade instalada de GDFV em comparação com a demanda máxima não coincidente de cada distribuidora de energia elétrica do estado [9], definida a partir da somatória das demandas de pico de cada consumidor, independente se estas acontecem no mesmo horário ou não.

Outro fator extremamente relevante para a análise, decorre do fato de que o Brasil ainda se configura com um mercado elétrico em fase de expansão, diferentemente dos mercados maduros observados em outros países, nos quais a demanda por energia elétrica aproxima-se da estagnação ou atravessa períodos de declínio estrutural. Quando tais aspectos são incorporados na análise e no cenário nacional, conclui-se que o nível de penetração da GDFV na matriz elétrica brasileira atual e projetado no horizonte de análise em discussão ainda é ínfimo e está aquém das potencialidades do Brasil.



De acordo com o PDE 2029, o crescimento da demanda elétrica máxima é estimado em 3,6% ao ano. Mesmo com um incremento expressivo no número de unidades consumidoras atendidas pela GDFV, entre os anos de 2012 e 2019, o crescimento do mercado cativo em termos absolutos permaneceu sendo muito superior e compensando estruturalmente o avanço da GDFV no Brasil. De acordo com os dados da ANEEL, a base do mercado cativo brasileiro cresceu em mais de 12 milhões de unidades consumidoras neste mesmo período, ao passo em que a GDFV expandiu seu mercado atendido em apenas 173 mil unidades consumidoras.

Figura 2 - Evolução dos Consumidores Cativos no Brasil

Ao contrário do que propõe a ANEEL no “parágrafo nº 191” da AIR, a ABSOLAR, após profunda avaliação de opções de gatilho para alterações regulatórias à REN 482/2012, recomenda que a mudança de regra seja implementada por meio de datas fixas, com o objetivo de trazer maior previsibilidade, transparência e simplicidade para o consumidores, empreendedores e investidores do setor.



O setor solar fotovoltaico brasileiro é favorável ao conceito de descentralização de sistemas de GDFV ao longo da evolução do mercado, contribuindo para a pulverização de investimentos, empresas, empregos e seus benefícios elétricos, econômicos, sociais e ambientais ao redor do Brasil.

No entanto, os gatilhos de potência geram incerteza estrutural ao desenvolvimento do mercado e aos negócios do setor, pois não é possível planejar e antever o momento de ativação dos gatilhos, o que gera distorções de mercado, injustiças entre os agentes, riscos de judicialização, percepção de insegurança aos consumidores e investidores e, efetivamente, prejuízos tangíveis e intangíveis que representariam barreiras artificiais e desnecessárias ao desenvolvimento da GD no País.

Desse modo, tendo em vista que as bases mais indispensáveis para um ambiente de negócios saudável, positivo e sustentável no setor elétrico brasileiro estão na segurança, estabilidade e previsibilidade jurídicas e regulatórias, estes aspectos devem prevalecer como prioritários no processo decisório do regulador. Os gatilhos temporais, pautados em datas objetivas de transição, proporcionam tais requisitos e contribuem para o bom desenrolar do mercado quando transições importantes são realizadas, como neste caso para a REN 482/2012.

Complementarmente, a ABSBOLAR propõe a adoção de regras diferenciadas para a GD Local e a GD Remota, a fim de permitir o desenvolvimento das modalidades de compensação que ainda representam parcela inexpressiva do mercado, como é o caso das modalidades de “empreendimento com múltiplas unidades consumidoras (EMUC)” e “geração compartilhada”, que atualmente correspondem a pouco mais de 0,5% da potência instalada em GDFV no Brasil.



Figura 3 - Distribuição da Potência Instalada em GDFV por Modalidade de Compensação [6]

O crescimento destas duas modalidades ocorreu, inclusive, de forma mais vagarosa do que as projeções da agência durante o processo de criação da REN 687/2015, ocasião na qual foi projetado pelo Memorando n° 0471/2015-SRD/ANEEL, de 23 de novembro de 2015, que:

“(...) o cenário de inclusão de geração longe da carga, por meio de autoconsumo remoto

e geração compartilhada, potencializará ainda mais o mercado de geração distribuída no

horizonte 2015-2024, representando um aumento de aproximadamente 1000% na

quantidade de consumidores e 800% na potência instalada, quando comparado com o

cenário de manutenção das regras vigentes da REN 482/2012.”.

Segundo dados do Censo Demográfico 2010, realizado pelo Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE), o Brasil teve um aumento de mais de 40 % no número de apartamentos no período de 2000 a 2010, passando de 4,3 milhões de unidades para 6,1 milhões de unidades. Já em 2010, os apartamentos correspondiam a aproximadamente 10,7 % dos domicílios do País e pelo menos um em cada dez brasileiros morava em um apartamento. A proporção de habitantes morando em apartamentos é consideravelmente maior quando analisamos os grandes centros urbanos brasileiros, como as regiões metropolitanas de São Paulo (18,3 %), Rio de Janeiro (22,1 %), Salvador (23,7 %), Belo Horizonte (19,7 %), Fortaleza (14,3 %) e do Distrito Federal (22,7 %) (percentuais calculados a partir do banco de dados das séries



estatísticas e séries históricas do IBGE, ano referência 2009, sendo este o ano mais recente disponível publicamente na base de dados oficial).

Estes dados demonstram a tendência atual e futura de uma maior parcela da população brasileira utilizar apartamentos como moradia, principalmente em áreas urbanas, regiões de crucial importância para o desenvolvimento da geração distribuída no País. Neste contexto, destaca-se a importância da geração remota para esta crescente parcela da população que não tem área disponível diretamente em suas moradias, em especial os modelos de EMUC e geração compartilhada. Assim, mudar estes dois modelos da forma proposta pela ANEEL, proposta esta que inviabiliza econômica e financeiramente as modalidades de GD Remota, seria inadequado ao prognóstico de desenvolvimento futuro da população brasileira e impediria que parcela considerável dos brasileiros pudesse fazer uso desta importante resolução normativa.

Por isso, levando-se em consideração a relevância atual já significativa e o prognóstico de crescimento ainda maior da parcela dos brasileiros morando em apartamentos e imóveis sem área de telhado imediata para geração distribuída, a ABSOLAR sublinha a relevância dos modelos de GD Remota para a sociedade brasileira. Reforça-se, com especial destaque, os modelos de EMUC e geração compartilhada, capazes de ser verdadeiros vetores de democratização da GD no País, promovendo ganhos sociais, econômicos e ambientais para os consumidores e a sociedade brasileira. Em um momento em que diversos países do mundo abrem espaço para os modelos de “geração condominial”, “geração comunitária”, “geração colaborativa” e “geração cooperada”, seria um grave retrocesso ao Brasil desmobilizar os sucessos já obtidos com os modelos de GD remota na regulamentação nacional.

2.4.1. Previsibilidade

Atualmente, o cenário é de instabilidade regulatória e jurídica, tendo a metodologia de definição de gatilho mudado por diversas vezes ao longo do período de revisão da REN 482/2012, a saber:

O atraso do processo de aprimoramento da REN 482/2012, que estava previsto para ser concluído com a publicação da nova redação ao final de 2019 e agora se prolonga para o primeiro semestre de 2020;

A mudança de posicionamento da ANEEL de permanência na regra vigente por 25 anos para 10 anos para quem já conectou sistemas de GD;



A adoção de gatilhos de potência diferentes para a GD Local e Remota no âmbito da AP 01/19;

A possibilidade de existirem gatilhos proporcionais às diferentes áreas de concessão, fator imprevisível para o mercado e o setor;

No âmbito da CP 25/19, a definição de gatilho por data para a GD Remota, sem tempo de transição ou escalonamento, e a definição de gatilho por potência para a GD Local;

Ainda no âmbito da CP 25/19, novas e positivas declarações públicas da Diretoria da ANEEL, sinalizando a possibilidade da entrada em vigor da nova norma apenas a partir de 2021.

Todos estes fatores acarretam impactos e reverberações imediatas no mercado, mesmo sem que tenham ocorrido alterações às regras da REN 482/2012. É fundamental que a ANEEL exerça muita parcimônia e contabilize, em suas ações e propostas, as consequências decorrentes destas iniciativas. Há relatos recorrentes entre os empresários do setor solar fotovoltaico brasileiro de consumidores e investidores cancelando projetos e congelando aportes financeiros, devido às notícias veiculadas sobre as alterações regulatórias em discussão neste momento.

Ou seja, mesmo que as regras ainda não tenham sido alteradas diretamente, efeitos danosos já estão sendo sentidos pelo mercado, frutos da percepção de insegurança e instabilidade jurídica e regulatória resultantes das bruscas mudanças de posicionamento sinalizadas pela ANEEL ao longo do processo.

2.4.2. Transparência

Importante ressaltar a preocupante assimetria de informações entre as distribuidoras, ANEEL e os consumidores com e sem GD. Apesar de existir o procedimento de atualização no Sistema de Registro de Geração Distribuída – SISGD para os sistemas conectados, as informações e dados sobre o deque de solicitações de acesso em andamento para cada área de concessão não estão disponíveis aos agentes de forma transparente, de modo que resta impossível para o consumidor ter conhecimento, com a antecedência adequada, sobre o enquadramento da regra no qual estará submetido.

Adicionalmente, a ANEEL precisa levar em consideração em sua avaliação os recorrentes atrasos, falhas de atendimento, erros e até mesmo excessos, por parte das distribuidoras, no cumprimento dos prazos para as etapas de solicitação de acesso



estabelecidos na regulação. Tal situação deixaria a distribuidora com discricionariedade para operar sobre as informações que não estão disponíveis ao mercado, provocando uma percepção de vulnerabilidade do consumidor, instabilidade regulatória, insegurança jurídica e afetando a contração de investimentos para GD.

2.4.3. Simplicidade

Atualmente já existe grande complexidade para os consumidores fazerem o devido acompanhamento e engajamento nos processos de revisão da REN 482/2012. Além disso, as distribuidoras apresentam grandes dificuldades na implementação de mudanças em seus sistemas de monitoramento e acompanhamento. Por exemplo, mesmo após quase oito anos de vigência da REN 482/2012, algumas distribuidoras ainda não apresentam sistemas eletrônicos adequados para a submissão de solicitação de parecer de acesso. É preciso que a ANEEL reconheça essa realidade, atue corretivamente sobre estes casos e adote uma metodologia simples para os consumidores compreenderem e acompanharem os processos, que ao mesmo tempo facilite o processo de fiscalização pela ANEEL da correta implementação por parte das distribuidoras deste importante requisito regulatório.

2.4.4. Proposta da ABSOLAR para a transição

Com base nos motivos apresentados, a definição de um gatilho por potência não fornecerá a correta sinalização e previsibilidade ao mercado. Conforme a Figura 1, a ABSOLAR propõe que sejam definidas datas fixas objetivas para as mudanças das regras, considerando o nível de desenvolvimento de cada modalidade de compensação de energia elétrica, assim como uma transição gradual para cada alteração, respeitando um prazo mínimo desta transição de 10 anos.

Para todas as modalidades, adota-se um período de carência, após a publicação da norma, até 31/12/2020 para as solicitações de acesso, garantida a permanência na regra atual por um prazo de 25 anos, a contar desta data, ou seja, até 31/12/2045. Importante esclarecer que a data fixa de 31/12/2020 assume que a norma seja publicada até o final de março de 2020, ou seja, prevendo um intervalo de pelo menos 270 dias entre a publicação da resolução e sua entrada em vigor.

Para as modalidades de GD Local, ou seja, autoconsumo local (geração junto à carga) e de autoconsumo remoto, é necessário um período de transição de 10



anos, com aumento gradual de 10% ao ano da parcela de pagamento da TUSD Fio B.

Para as modalidades de GD Remota, ou seja, geração compartilhada e empreendimentos com múltiplas unidades consumidoras (EMUC), adota-se também um período de transição de 10 anos, porém com duas fases:

o 1ª fase: aos entrantes até 31/12/2024: permanência na regra atual até 31/12/2045.

o 2ª fase: aos entrantes entre 01/01/2025 e 31/12/2029: transição ao longo de cinco anos com incremento anual de 16% da parcela de pagamento da TUSD Fio B.

A partir de 01/01/2030, encerra-se o primeiro período de transição de 10 anos e todos os novos entrantes passam a compensar a energia elétrica injetada na rede conforme a Alternativa 1’, ou seja, com o pagamento de 50% da TUSD Fio B.

A partir de 01/01/2046, encerra-se o segundo período de transição de 25 anos e todos os consumidores com GD passam a compensar a energia elétrica injetada na rede conforme Alternativa 1’, ou seja, com o pagamento de 50% da TUSD Fio B.

3. Relevância Social

No Relatório de Análise de Impacto Regulatório nº 003/2019-SRD/SGT/SRM/SRG/SCG/SMA/ANEEL, item 21 é mencionado que o net metering possui problemas de alocação, ou seja, o benefício seria direcionado para consumidores de maior poder aquisitivo (e pago pelos de menor renda). Este diagnóstico é superficial e desconsidera os inúmeros projetos voltados para a população de baixa renda, bem como as características intrínsecas das curvas de difusão tecnológica, que apontam para uma importante ampliação da base de adotantes de GDFV com o tempo.

Desenvolvimento similar foi observado no setor de telecomunicações, com o advento dos celulares e smartphones. Inicialmente, estas tecnologias foram erroneamente categorizadas como para consumidores de maior poder aquisitivo. No entanto, hoje tais equipamentos são amplamente utilizados por todas as classes econômicas e faixas de renda da sociedade brasileira. Especialistas e analistas de mercado projetam um comportamento similar para a democratização da GDFV no mundo, desde que mantidas políticas públicas e regulamentações adequadas ao seu desenvolvimento: a tecnologia passará por um processo amplo de adoção pela sociedade, tanto junto a consumidores



privados, quanto públicos, permitindo importante melhoria de condições de vida para famílias das classes baixa e média.

Desse modo, é errôneo dizer que GDFV é uma tecnologia que beneficia preferencialmente consumidores de alta renda. A GDFV ainda está em processo de desenvolvimento no País e é uma das mais democráticas e socialmente acessíveis para consumidores de todas as classes sociais. Por isso, terá papel fundamental na redução de desigualdades sociais e econômicas no Brasil. De fato, a tecnologia já tem sido incorporada em programas e projetos de casas populares, como nos programas habitacionais da CDHU-SP, Agehab-GO e no Programa Minha Casa Minha Vida, do Governo Federal, aliviando os custos da população mais vulnerável, para que possam melhorar sua alimentação, saúde, educação, transporte e qualidade de vida.

Desde 2015, dado o reconhecimento dos amplos benefícios que a GD pode trazer aos consumidores de baixa renda, o Comitê de Inovação e Sustentabilidade da CDHU-SP estuda a aplicação de sistemas de GDFV para os beneficiários do programa. Até 2022, projeta-se que mais de 7.400 unidades habitacionais de interesse social sob gestão da CDHU-SP serão equipadas com sistemas de GDFV. A medida propiciará aos moradores uma relevante economia nos seus gastos de energia elétrica, que pode chegar até a 54% da tarifa mensal média de energia elétrica.

Outro caso de sucesso brasileiro, o Projeto Casa Solar, desenvolvido pela Agência Goiana de Habitação (Agehab-GO), atende diversos municípios em Goiás, proporcionando a famílias de baixa renda (renda máxima de 3 salários mínimos) uma economia média de 75 kWh por mês com sistemas de GDFV instalados nas residências.

O Programa MRV Sustentável possui atualmente 25 mil unidades (impactando cerca de 75 mil pessoas) com GDFV, sendo todas as unidades beneficiárias parte do Programa Minha Casa Minha Vida, que atende famílias de baixa renda (renda de no máximo 5 salários mínimos), segundo relata o relatório de sustentabilidade da MRV de 2018.

As ONGs RevoluSolar e Insolar atuam levando GDFV para as favelas do Rio de Janeiro. Atualmente, há uma escola e dois comércios locais sendo beneficiados pela GDFV, proporcionando economia direta à população de baixa renda da região. Outros benefícios, além da economia gerada, incluem: empregos locais (14 moradores locais capacitados como instaladores dos sistemas); conscientização sobre energia elétrica; e conscientização sobre sustentabilidade. Destaca-se a realização de diversos projetos com crianças em escolas locais, sublinhando a importância das fontes de energia limpa e renovável.



A ABSOLAR entrou em contato com entidades, ONGs, associações e agentes do setor para coletar maiores dados e informações de projetos de GDFV dedicados à habitação popular e consumidores de baixa renda. Os principais projetos são descritos a seguir:

1. Relatório de Sustentabilidade da CDHU-SP - 2018

Desde 2015, o Comitê de Inovação e Sustentabilidade do CDHU-SP, estuda a aplicação

de sistemas fotovoltaicos nas residências. Dois fatores foram determinantes para a

viabilização desse projeto: a Resolução Normativa nº 482/2012, com o Sistema de

Compensação de Energia Elétrica, e a isenção do ICMS sobre a energia elétrica injetada

na rede.

Segundo o estudo da CDHU-SP, a tecnologia fotovoltaica se destaca e tem uma

efetividade muito grande em relação ao sistema solar térmico, pois o custo de instalação

é similar, porém, o sistema solar fotovoltaico pode ser utilizado por toda a residência e

não depende do usuário para ser aproveitado, contribuindo com a redução das contas

do morador, sem a necessidade de uma intervenção ativa deste. Já o sistema solar

térmico será desperdiçado caso o morador não utilize a agua quente no chuveiro.

O perfil de consumo de energia elétrica de cada unidade habitacional, segundo o Comitê

de Inovação e Sustentabilidade do CDHU-SP, é em média 140 kWh/mês. As casas

contam com dois módulos fotovoltaicos de 320 Wp cada, com a expectativa de gerar

em média 80 kWh/mês, possibilitando que as famílias paguem uma tarifa reduzida de

energia elétrica. Além disso, as casas também são equipadas com lâmpadas LED, o

que contribui ainda mais para a economia. Com a implementação da tecnologia em larga

escala, os custos da instalação dos sistemas de GDFV no CDHU-SP não aumentam o

valor final das parcelas pagas pelos moradores para a aquisição do imóvel.

Ao fim do ano de 2018, mais de 7.400 unidades habitacionais populares estavam em

construção com sistema solar fotovoltaico, com previsão de entrega até 2022.

Além dos benefícios socioeconômicos, a inclusão da GDFV nos projetos da CDHU-SP

também traz importantes benefícios ambientais. Segundo dados disponibilizados pela



CDHU-SP, as casas que contam com sistemas solares fotovoltaicos instalados reduzem

a emissão de CO2 em 40 kg/mês.

A parceria entre a CDHU-SP e a Secretaria de Energia e Mineração do Estado de São

Paulo, com o objetivo de implantar sistemas solares fotovoltaicos nas unidades

habitacionais da CDHU-SP, viabilizou o desenvolvimento dos projetos pilotos e

apresentou ótimos resultados após um ano de monitoramento, conforme dados

coletados abaixo:

Empreendimento

Quantidade de

residências

monitoradas

Redução do

consumo

médio (kWh)

Percentual de

redução do

consumo

Pontes Gestal F 14 71 54%

Elisário C2 8 31 17%

Aparecida B 62 Em execução Em execução

Fonte: Relatório da Administração (CDHU-SP) – 2018. (18/04/2019)

O empreendimento Ponte Gestal F, composto por um sistema solar fotovoltaico de dois

módulos fotovoltaicos e um microinversor, teve seu desempenho avaliado após 1 ano

de operação, permitindo um monitoramento real da produtividade e efetividade do

sistema, em comparação com as características de projeto inicialmente simuladas. Por

esta análise, concluiu-se que a projeção de geração de energia elétrica está em acordo

com a produtividade elétrica real do sistema, em linha com os dados teóricos simulados.

Houve uma redução média do consumo de energia elétrica de 54,3% (de 131 kWh/mês

para 60 kWh/mês), proporcionando uma economia média de R$ 36,45/mês para cada

uma das famílias beneficiadas, o que representa um valor significativo do orçamento

destas famílias de baixa renda.

O empreendimento Elisário C2, após 1 ano de operação real, apresentou os seguintes

resultados de acordo com o perfil de consumo dos moradores monitorados:

Perfil de consumo Redução de consumo

Menor que 115 kWh/mês 29,6%

Entre 115 e 170 kWh/mês 34,5%



Acima de 220 kWh/mês 13%

Fonte: INFORME DE ATIVIDADES N.º 04 - COMITÊ DE INOVAÇÃO E

SUSTENTABILIDADE, 21 de Novembro de 2019.

Dessa forma, conclui-se que o dimensionamento do sistema solar fotovoltaico composto

por 2 módulos fotovoltaicos e 1 microinversor apresenta as características adequadas

para o atendimento de consumidores de habitações de interesse social com faixa de

consumo médio até 170 kWh/mês.

A partir de outubro de 2017, a CDHU-SP passou a incorporar a GDFV como nova diretriz

para futuros empreendimentos, com a emissão das primeiras ordens de serviço para

empreendimentos contendo sistemas solares fotovoltaicos aos moradores participantes.

Entre 2017 e 2018, a CDHU deu início às obras de 84 empreendimentos com mais de

9 mil unidades habitacionais que serão beneficiadas com sistemas de GDFV.

Dando continuidade ao projeto de implantação de sistema solar fotovoltaico nas

residências unifamiliares da CDHU-SP, no ano de 2019 foram entregues 07

empreendimentos com GDFV, num total de 513 unidades habitacionais com sistema

solar fotovoltaico. Em 2020, estão programados para serem entregues 68

empreendimentos com GDFV, num total de 5.240 unidades habitacionais com sistema

solar fotovoltaico.

2. Projeto Casa Solar – Agehab Goiás

O Projeto Casa Solar, desenvolvido pela Agência Goiana de Habitação (Agehab-GO), atende diversos municípios em Goiás, proporcionando a famílias de baixa renda (renda máxima de 3 salários mínimos) uma economia média de 75 kWh por mês com sistemas de GDFV instalados nas residências.

A Agehab quebrou paradigmas ao implantar projeto piloto de geração de energia solar fotovoltaica em 1,2 mil moradias distribuídas em quatro municípios (Pirenópolis, Alto Paraíso, Palmeiras e Caçu), com economia comprovada de até 60% na conta de luz das famílias. Os sistemas foram implantados com a complementação de recursos do Cheque Mais Moradia, modalidade Melhoria.



Como resultados do Projeto Casa Solar, destaca-se o recebimento de dois prêmios em 2017, um nacional (Selo de Mérito da Associação Brasileira de Cohabs) e um regional (Construir Mais– Sinduscon-GO). Para o presidente da Agehab, Cleomar Dutra, todos os gestores públicos devem assumir compromisso com o meio ambiente e a sustentabilidade. “A nossa meta é levar moradia digna e de qualidade para as famílias que mais precisam. Na área de habitação, a orientação do Governo do Estado é para que seja dada atenção especial à sustentabilidade dos empreendimentos, principalmente na questão energética”, assinala Dutra.

3. Programa MRV Sustentável

O programa possui atualmente 25 mil unidades (impactando cerca de 75 mil pessoas) com sistema solar fotovoltaico, sendo todas as unidades beneficiárias do Programa Minha Casa Minha Vida, que atende famílias com renda de no máximo 5 salários mínimos. Segundo o relatório de sustentabilidade da MRV de 2018, os empreendimentos geram mais de 700 kWh de energia limpa.

Ainda no primeiro semestre de 2018, foi inaugurado em Belo Horizonte (MG) o primeiro empreendimento residencial de grande porte do Brasil classificado como Empreendimento com Múltiplas Unidades Consumidoras (EMUC) de GDFV, o Spazio Parthenon. O condomínio passou a contar com um sistema solar fotovoltaico para abastecer todos os 440 apartamentos e as áreas comuns do empreendimento, reduzindo os impactos para o meio ambiente e os custos de energia elétrica para todos os seus moradores de baixa renda. A estimativa é de que a economia alcance R$ 520 mil ao longo da vida útil do projeto.

Nos próximos quatro anos, todos os empreendimentos da MRV deverão incorporar o sistema solar fotovoltaico – representando investimentos estimados em mais de R$ 800 milhões.

4. SindusCon SP

As construtoras e incorporadoras filiadas ao SindusCon SP têm participado de reuniões internas periódicas, para avaliar as oportunidades de incorporação da GDFV em projetos de habitação no Estado de São Paulo. Dentre os benefícios da implementação de sistemas solares fotovoltaicos em habitações populares e no programa Minha Casa



Minha Vida, destacam-se a economia à população e o aumento do poder aquisitivo, simultaneamente com uma redução da inadimplência média dos moradores no pagamento das contas de eletricidade e das prestações mensais de financiamento dos imóveis.

A GDFV também proporciona um maior poder de compra aos consumidores de baixa renda, que tende a ser refletido em maior qualidade e quantidade de investimento em atividades de educação, alimentação, saúde, entretenimento e conforto, contribuindo para a qualidade de vida da sociedade.

5. INSOLAR

O projeto da Insolar prevê uma contribuição financeira por parte dos moradores de comunidades cariocas beneficiados pela geração distribuída, porém a custos baixos. O projeto consiste em três etapas:

1. Projeto piloto: primeiro contato com os moradores da comunidade, levando o tema da geração distribuída para conhecimento da população;

2. Expansão: uma atuação mais ampla, onde já ocorrem alguns projetos em locais comunitários (escolas, comércios etc.), além de capacitação para moradores; e

3. Democratização: leva financiamento para as famílias com taxas simbólicas. O objetivo é que a economia proporcionada seja maior do que o investimento necessário, dessa forma o valor economizado na conta de energia elétrica retorna para a comunidade.

Atualmente há 700 sistemas de GDFV preparados para instalação, parte deles já em processo de instalação, todos localizados em comunidades cariocas vulneráveis e de baixa renda.

6. RevoluSolar

Trabalham com desenvolvimento sustentável de comunidades de baixa renda, por meio da energia solar fotovoltaica. Até o momento, desenvolveram um total de três projetos



no Morro da Babilônia, na cidade do Rio de Janeiro (RJ). Entre os projetos há uma escola e dois comércios locais. A iniciativa contribui para a geração de emprego e economia para a população local.

Além disso, a ONG também trabalha com capacitação para os moradores, que são treinados para poder trabalhar como instaladores solares eletricistas no mercado. Outros benefícios incluem a conscientização sobre energia elétrica e sustentabilidade da população, inclusive para menores de idade.

7. Portal Solar

Segundo estatísticas do Portal Solar, fornecidas pelo portal em 25 de novembro de 2019, a renda média dos interessados em sistemas de GDFV que acessam o website e realizam cotações junto à base de dados do portal é de aproximadamente R$ 1.900,00/mês. Portanto, consumidores das classes baixa e média-baixa são os mais interessados em ter acesso a um sistema solar fotovoltaico para suas residências.

Em relação à busca por alternativas de financiamento para viabilizar este sonho, cerca de 50% dos consumidores são de classe média-baixa, que usualmente financiam os seus sistemas em 60 parcelas, para aliviar os custos mensais de aquisição do sistema, devido à menor disponibilidade de renda. Por outro lado, consumidores de classe média-alta e alta preferem adquirir o seu sistema à vista.

Em média, os sistemas solares fotovoltaicos financiados e mapeados pelo portal possuem um custo de aproximadamente R$ 15.000,00. Tendo em vista que este valor é inferior ao preço médio de um automóvel ou de uma moto, não é razoável dizer que a GDFV está sendo utilizada exclusivamente por consumidores de classe alta ou renda mais elevada.

4. Fundamentação Técnica

Neste Capítulo a ABSOLAR apresenta o racional técnico e teórico que fundamenta a proposta apresentada pelo setor solar fotovoltaico para o aprimoramento da REN 482/2012 e, em especial, do SCEE no Brasil.



4.1. GD e Eficiência Energética

A parcela de energia elétrica que é consumida simultaneamente à geração efetivamente não interage diretamente com o Sistema Interligado Nacional (SIN) e se caracteriza como uma ação de eficiência energética (EE). A simultaneidade entre geração e consumo reduz o fluxo de energia elétrica nas redes de distribuição, proporcionando redução do consumo elétrico e do fator de carga da respectiva unidade consumidora.

Na Baixa Tensão (BT), a GD é comparável às ações de redução de consumo direto, por exemplo, desligamento de equipamentos elétricos na unidade consumidora, adoção de equipamentos mais eficientes, unidades consumidoras vazias ou que possuam sazonalidade em seu perfil de consumo, como casas de praia, hotéis e produtores rurais.

Analogamente, para unidades consumidoras em Média Tensão (MT), a energia elétrica da GDFV consumida simultaneamente à geração possui as mesmas características do uso dos geradores particulares no horário de tarifa de ponta por consumidores horosazonais.

Inúmeras outras medidas possuem efeito similar, tais como: (i) mudanças nos padrões de consumo; (ii) substituição de equipamentos por outros mais eficientes (ex: lâmpadas, eletrodomésticos, entre outros); (iii) evolução tecnológica; (iv) melhoria de infraestrutura interna das unidades consumidoras; entre outros.

Tais alterações de consumo que ocorrem “atrás do medidor” (behind-the-meter), que provocam redução de mercado das distribuidoras, não devem ser contabilizadas como ônus aos demais consumidores e são inerentes à atividade econômica do contrato de concessão da distribuidora. O consumidor não pode ser penalizado, culpabilizado, onerado ou desincentivado por reduzir seu consumo, seja por tornar-se mais eficiente, inovar ou simplesmente por economizar, em especial se o consumidor realiza investimentos privados próprios para tal.

Adicionalmente, cita-se os instrumentos regulatórios e legais que concedem tratamento da GD como ação de eficiência energética:



4.1.1. Programa de Eficiência Energética (PEE) – Lei Nº 9.991, de 24 de julho de 2000:

De acordo com os Procedimentos do Programa de Eficiência Energética (PROPEE):

“O objetivo do PROPEE é promover o uso eficiente e racional de energia elétrica em

todos os setores da economia por meio de projetos que demonstrem a importância e a

viabilidade econômica de ações de combate ao desperdício e de melhoria da eficiência

energética de equipamentos, processos e usos finais de energia. Para isso, busca-se

maximizar os benefícios públicos da energia economizada e da demanda evitada no

âmbito desses programas. Busca-se, enfim, a transformação do mercado de energia

elétrica, estimulando o desenvolvimento de novas tecnologias e a criação de hábitos

e práticas racionais de uso da energia elétrica.”

Em seu Módulo 4 – Tipologias de Projeto, a Geração por Fontes Incentivadas é qualificada como ação de eficiência energética para as seguintes tipologias de projeto: industrial, poder público, serviço público, residencial, comércio e serviços, rural e baixa renda.

O Módulo 6 do PROPEE aborda os projetos de eficiência energética que incluem a geração de energia elétrica a partir de fonte incentivada de energia para atendimento da unidade consumidora. Destaca-se o item 3.1 da Seção 6.0:

“Entende-se como geração a partir de Fonte Incentivada a central geradora de energia

elétrica definida na Resolução Normativa nº 482, de 17 de abril de 2012, e suas

alterações.”

Na Seção 6.1, reconhece-se como possíveis resultados, metas e benefícios desta ação:

Economia de energia e redução da demanda na ponta, a qual deve contemplar a comparação dos valores estimados com os resultados efetivamente obtidos;

Energia elétrica gerada e da demanda máxima retirada da ponta, dentro de um período anual;

Outros benefícios do projeto, quantitativos e qualitativos, para a distribuidora, consumidor(es) e Sistema Elétrico, descrevendo a duração dos benefícios, impactos sociais, contribuições para mudança de hábito, contribuição para a transformação de mercado e benefícios ao meio ambiente.



Dentro dos benefícios que a GD traz ao setor de energia elétrica, destacam-se os específicos que a tornam elegíveis ao PEE:

Energia evitada das geradoras de grande porte térmicas;

Suporte ao armazenamento de água em reservatórios de hidrelétricas;

Redução de perdas de energia na distribuição e na transmissão;

Adiamento de investimentos em expansão dos sistemas de geração, transmissão e distribuição; e

Redução no carregamento das redes;

De acordo com os dados da ANEEL, o Programa de Eficiência Energética (PEE), durante os anos de 2011 até 2016, investiu cerca de R$ 8,4 milhões em projetos utilizando a fonte solar fotovoltaica, aliviando 715,7 kW de demanda no horário de ponta e economizando mais de 3 GWh/ano.

4.1.2. Programa Nacional de Conservação de Energia Elétrica (Procel) e Programa Brasileiro de Etiquetagem (PBE):

No âmbito do Procel, os equipamentos fotovoltaicos estão submetidos a regulamento específico, com critérios para concessão do Selo Procel de Economia de Energia. O mecanismo de avaliação é através do PBE, coordenado pelo Instituto Nacional de Metrologia, Normalização e Qualidade Industrial (Inmetro), em parceria com o Procel.

Portanto, tanto os módulos fotovoltaicos, quanto outros equipamentos relevantes para sistemas solares fotovoltaicos estão sujeitos a ensaios padronizados e mandatórios, realizados em laboratórios devidamente reconhecidos, para aprovação nas fases de concessão do uso da Etiqueta Nacional de Conservação de Energia (ENCE), descritas no documento “Requisitos de Avaliação da Conformidade (RAC) para Sistemas e Equipamentos para Energia Fotovoltaica” vigente do PBE, regulamentado pela Portaria Nº 004/2011 do Inmetro.

4.1.3. Resultados do Procel e a Redução de Mercado das Distribuidoras:



Com as ações do Procel, a redução de mercado faturado das unidades consumidoras residenciais das distribuidoras foi avaliado em 16,9%, somente no ano de 2018, agregando importantes ganhos à sociedade e à economia nacional. Os principais resultados do Procel estão apresentados no relatório abaixo:

Figura 4 – Resultados Procel 2019- Ano base 2018.

A partir destas informações, realizou-se uma análise comparativa baseada na metodologia da AIR ANEEL nº 003/2019, por meio da qual a ANEEL desconsiderou tanto os benefícios da eficiência energética, quanto os anos de revisão tarifária. A partir desta equivalência, obteve-se um valor de VPL referente ao Procel, pela ótica da AIR ANEEL nº 003/2019. Os valores apresentados como VPL dizem respeito somente à redução de mercado das distribuidoras de energia elétrica, mesma premissa adotada pela ANEEL para a GD:

Figura 5- Impactos Procel (AIR 003/2019)

Desse modo, caso realizada análise semelhante com a GD, o impacto seria de aproximadamente R$ 99,9 bilhões, sendo 22 vezes menor que o impacto proveniente do Procel, que apresentaria um VPL negativo de mais de R$ 2,2 trilhões até 2035. Importante salientar que as unidades consumidoras que implantaram o Procel não pagam os encargos do sistema elétrico da energia que deixaram de consumir.



Estima-se que o custo anual evitado por conta dos resultados energéticos proporcionados pelas ações do Procel foi de aproximadamente R$ 5,378 bilhões no ano de 2018. Essa economia considerou o Custo Marginal de Expansão (CME) da matriz elétrica brasileira. O valor adotado para o CME foi de R$ 234,00/MWh, conforme consta no Plano Decenal de Expansão de Energia 2027 (PDE 2027), publicado pela EPE. Segundo o documento, “o CME é, portanto, obtido como o custo marginal das restrições de atendimento à carga do sistema, considerando requisitos de energia e potência”.[1]

4.2. GD e Autoprodução de Energia Elétrica

A autoprodução de energia elétrica consiste em uma categoria jurídica sob a qual estão reunidos os consumidores que produzem, no todo ou em parte, a energia elétrica utilizada em suas instalações. Trata-se de um fato objetivo, tecnicamente demonstrável, em relação ao qual a legislação brasileira impõe consequências jurídicas.

Ao regulamentar a Lei nº 9.074/1995, o Decreto nº 2.003/1996 definiu como Autoprodutor de Energia Elétrica “a pessoa física ou jurídica ou empresas reunidas em

consórcio que recebam concessão ou autorização para produzir energia elétrica

destinada ao seu uso exclusivo” (artigo 2º, inciso II).

Como regra geral, a lei brasileira exige que a atividade econômica de produção de energia seja precedida de autorização ou concessão. Excepciona-se dessa exigência o aproveitamento para fins elétricos de potenciais renováveis de capacidade reduzida, por força do artigo 176, § 4º, da Constituição Federal. Importante notar que o texto constitucional não distingue a finalidade da produção de energia (produção independente ou autoprodução).

A produção de energia solar fotovoltaica a partir de empreendimentos com menos de 5 MW que aderem ao sistema de compensação reveste-se de duas características jurídicas relevantes. A primeira é o enquadramento sob o regime de dispensa de autorização ou concessão, de que trata o art. 176, § 4º, da Constituição Federal. A segunda é a caracterização de um sistema de autoprodução, na medida em que a energia elétrica produzida se destina ao uso exclusivo do agente titular do sistema de geração.

As consequências jurídicas da geração de energia para uso exclusivo (ou autoprodução) envolvem a inexigibilidade do pagamento de determinados encargos setoriais, ou direito a determinados incentivos. Mencionam-se:



a) Inexigibilidade do pagamento das quotas da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE. Lei nº 10.438/2002, art. 13º, § 1º: “§ 1º Os recursos da CDE serão provenientes das quotas anuais pagas por todos os agentes que comercializem energia com consumidor final, mediante encargo tarifário incluído nas tarifas de uso dos sistemas de transmissão ou de distribuição, dos pagamentos anuais realizados a título de uso de bem público, das multas aplicadas pela ANEEL a concessionárias, permissionárias e autorizadas, e dos créditos da União de que tratam os arts. 17 e 18 da Medida Provisória no 579, de 11 de setembro de 2012.”

b) Inexigibilidade do pagamento das quotas da Conta de Consumo de Combustíveis - CCC, subconta Sistemas Isolados. Decreto nº 2.003/1996: “Art. 16. A partir da entrada em operação da central geradora de energia elétrica, o produtor independente e o autoprodutor sujeitar-se-ão aos seguintes encargos, conforme definido na legislação específica e no respectivo contrato: (...) IV - quotas mensais da "Conta de Consumo de Combustíveis - CCC", subconta Sistemas Isolados, incidentes sobre as parcelas de energia comercializada com consumidor final por produtor independente, nos termos dos incisos II, IV e V do art. 23.”

c) Inexigibilidade do pagamento das quotas do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia – PROINFA. Decreto nº 5.025/2004: “Art. 13. A ANEEL, até 30 de novembro de cada ano, com base no Plano Anual do PROINFA, calculará e publicará em resolução as quotas de energia e de custeio correspondentes a: I - cada um dos agentes do Sistema Interligado Nacional que comercializem energia com o consumidor final; e



II - cada um dos agentes do Sistema Interligado Nacional que recolhem Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição e Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão relativas a consumidores livres.”

d) Inexigibilidade do pagamento dos Encargo de Serviços do Sistema por motivo de segurança energética. Resolução CNPE nº 3/2013: “Art. 2º Por decisão do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE, extraordinariamente e com o objetivo de garantir o suprimento energético, o ONS poderá, adicionalmente ao indicado pelos programas computacionais, despachar recursos energéticos ou mudar o sentido do intercâmbio entre submercados. § 4º O custo do despacho adicional de usina, acionada por decisão do CMSE, será calculado pelo produto do montante desse despacho e a diferença entre o

CVU da usina e o PLD. (∗) § 5º O custo do despacho adicional, referido no § 4º, será rateado entre todos os agentes de mercado, proporcionalmente à energia comercializada nos últimos doze meses, inclusive o mês corrente, de acordo com as normas vigentes, mediante processo de contabilização e liquidação da CCEE, e será cobrado mediante Encargo de Serviços do Sistema por motivo de segurança energética, na forma do disposto no art. 59 do Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004.”

e) Recebimento de desconto não inferior a 50% sobre as tarifas de uso dos sistemas elétricos de transmissão e de distribuição, incidindo na produção e no consumo da energia. Lei nº 9.427/1996: “Art. 26. Cabe ao Poder Concedente, diretamente ou mediante delegação à ANEEL, autorizar: § 1º Para o aproveitamento referido no inciso I do caput deste artigo, para os empreendimentos hidroelétricos com potência igual ou inferior a 5.000 kW (cinco mil quilowatts) e para aqueles com base em fontes solar, eólica, biomassa e cogeração qualificada, conforme regulamentação da ANEEL, incluindo proveniente de resíduos sólidos urbanos e rurais, cuja potência injetada nos sistemas de transmissão ou distribuição seja menor ou igual a 30.000 kW (trinta mil quilowatts), a ANEEL estipulará percentual de redução não inferior a 50%



(cinquenta por cento) a ser aplicado às tarifas de uso dos sistemas elétricos de transmissão e de distribuição, incidindo na produção e no consumo da energia: I – comercializada pelos aproveitamentos; e II – destinada à autoprodução, desde que proveniente de empreendimentos que entrarem em operação comercial a partir de 1º de janeiro de 2016.”

4.3. Análise das componentes tarifárias

4.3.1. TUSD FIO B

A TUSD Fio B é componente tarifária que remunera a atividade de distribuição de energia elétrica.

A geração de energia elétrica em BT e MT proveniente da GDFV junto à carga proporciona o alívio no uso das redes de distribuição à montante, resultando em um benefício imediato ao sistema e reduzindo a necessidade de novos investimentos na expansão dessas redes.

A energia elétrica injetada na rede percorre o caminho mais curto em direção à carga mais próxima. Isso significa que a energia elétrica injetada na rede de distribuição é utilizada pela distribuidora para atender a demanda de cargas próximas ao local de geração, o que se configura como um importante benefício. Tal benefício pode ser denominado de “efeito vizinhança”, pois evita os custos relacionados ao uso da infraestrutura de rede à montante da geração/carga, em prol de todos os consumidores (com ou sem GDFV).

A determinação de custos de uso da rede de distribuição está baseada na necessidade de que a infraestrutura de rede esteja disponível para aquele consumidor, em termos de



potência, de modo que cada um dos agrupamentos de consumidores definidos remunere a rede de acordo com o seu efetivo uso.

Como exemplo, pode-se dizer que um consumidor que possui 100% da sua energia consumida a noite possui menos impacto na rede do que um consumidor que consome 100% da energia durante o dia, que é atualmente o período efetivo do pico de uso da rede elétrica do sistema elétrico nacional, segundo dados oficiais do ONS.

Este mesmo racional serve para o efeito sazonal dos meses: um consumidor que utiliza menos energia nos meses de verão, onde os picos de uso de rede são maiores que no inverno, impacta menos o sistema do que um consumidor que no verão amplie o uso de aparelhos de ar condicionado por conta de altas temperaturas, por exemplo.

Isto implica que devem ser observados não apenas os hábitos individualizados de uso da infraestrutura, mas também de que maneira, em uma determinada área de concessão de uma distribuidora, estes hábitos coincidem ou destoam daqueles dos demais consumidores, avaliando a formação agregada dos picos de uso da infraestrutura das redes, dado que é esta base agregada que serve como referencial para o planejamento da operação e da expansão do sistema elétrico, seja em baixa, média ou alta tensão.

Entretanto, dada a elevada granularidade dos consumidores nacionais (mais de 84,4 milhões de consumidores cativos), atualmente não é possível realizar as medições exatas de uso de potência de cada um destes. Neste sentido, a metodologia de cálculo utilizada aplica conceitos estatísticos para correlacionar medições amostrais com a população total de consumidores.

Desse modo, quando realiza-se o procedimento de proporcionalizar a Parcela B entre os tipos de consumidores existentes, é necessário definir critérios estatísticos para tipificar estes consumidores, tipificar as redes elétricas, e como os consumidores afetam o uso destas redes elétricas.

Desta forma, os procedimentos tarifários se utilizam dos seguintes conceitos para atingir o objetivo da proporcionalização acima descrita:



Custo Marginal de Expansão (“CME”): representa o custo marginal, em R$, de um módulo de equipamentos e obras para se atender a 1 kW de um determinado agrupamento de consumidores;

Proporção de fluxo de Potência (“Φ”): representa a parcela de utilização de cada um dos níveis da rede, considerando toda a sua tipologia, para atendimento de cada um dos agrupamentos de consumidores; e

Responsabilidade de Potência (“RP”): representa a contribuição de cada agrupamento de consumidores na formação da curva da rede, considerando inclusive seus horários de ponta.

Neste sentido, a partir: (i) do custo marginal unitário de um módulo de obras e equipamentos para se atender um determinado agrupamento de consumidores (CME); (ii) da informação de como a energia flui entre cada um dos níveis das redes para se atender a este determinado agrupamento de consumidores (proporção de fluxo de potência); e (iii) estipulando estatisticamente qual a responsabilidade deste agrupamento de consumidores na formação da curva de carga das redes; conseguiremos estabelecer um critério de quanto cada tipo de consumidor deve pagar do total da Parcela B, de modo que a distribuição de custos seja realizada de forma realista e justa.

Em termos regulatórios, dá-se o nome a este custo do consumidor de “CMC”, ou Custo Marginal de Capacidade, calculado conforme a expressão a seguir:

CMC = CME * Φ * RP

Como mencionado anteriormente, não há granularidade atualmente para realizar este cálculo para cada consumidor real existente no mercado cativo. Portanto, a cada ciclo de revisão tarifária, a distribuidora realiza uma campanha de medição para categorizar uma amostra estatística que seja representativa da população total de seu mercado, amostra esta que servirá como base de dados para a definição dos perfis de referência a serem empregados nos cálculos.

Dessa forma, durante o ciclo de Revisão Tarifária, são realizadas campanhas de medição em campo para definir o que chamamos de “Consumidores-Tipo”, isto é, traçar perfis de consumidores que se assemelham entre si e que, portanto, por mais que tenham pequenas diferenças em seus hábitos, podem ser agregados estatisticamente para simplificação da aplicação da metodologia de cálculo.



O tamanho da amostra das campanhas de medição e seu nível de agregação em Consumidores-Tipo depende do número de consumidores atendidos por cada concessionária. Por exemplo, na área de concessão da CEMIG, existem identificados e definidos hoje em torno de 15 Consumidores-Tipo residenciais, que estatisticamente representam todos os mais de seis milhões de consumidores cativos residenciais existentes em sua área de concessão, no que tange ao comportamento e hábitos de consumo.

Uma vez definidos estes Consumidores-Tipo, são realizados procedimentos matemáticos para simular como cada um deles influencia a formação dos picos das redes para, então, definir-se quanto da Parcela B deve ser arcada por cada perfil de consumidor.

Após o cálculo do CMC por Consumidor-Tipo, consolidam-se os Consumidores-Tipo em “agrupamentos”, por nível de tensão de atendimento, em kV (kilovolts), em linha com a agregação utilizada para a tipificação das diversas redes de distribuição (que podem variar entre distribuidoras):

Consumidores A1: atendidos em tensão superior a 230 kV;

Consumidores A2: Atendidos entre 88 kV e 138 kV;

Consumidores A3: Atendidos em 69 kV;

Consumidores MT (Média Tensão): Atendidos em 2,3 kV a 25 kV; e

Consumidores BT (Baixa Tensão): Atendidos em tensão inferior a 2,3 kV.

Finalmente, para o cálculo da tarifa de referência TUSD Fio B de cada um dos agrupamentos, calcula-se a estrutura de rateio necessária para que as concessionárias possam recompor suas Parcelas B, ponderando-se a receita requerida para tal pelos CMCs de cada agrupamento, com base nos seus mercados faturados.

Estabelecidos estes conceitos, e considerando que um consumidor com GD não se encaixa em nenhum dos Consumidores-Tipo que atualmente são mapeados durantes as campanhas de medição, a ABSOLAR propõe uma necessária inovação ao setor elétrico, mediante a incorporação de um novo perfil de Consumidor Tipo: o Prosumidor.



Esta evolução se mostra fundamental, porque na medida em que se produz energia elétrica na própria unidade consumidora, altera-se estruturalmente o perfil de consumo deste consumidor, o que, por conseguinte, altera o custo que este consumidor impõe na rede, o seu CMC.

A Figura 6 compara uma curva de consumo típica de um consumidor de baixa tensão sem GD (imagem à esquerda), como é a curva típica de produção de um sistema de geração distribuída solar fotovoltaica (imagem central), e como a composição destas curvas afeta o impacto na rede elétrica, reduzindo sensivelmente o pico de consumo deste consumidor (imagem à direita).

Figura 6 - Impacto da GD na formação da curva típica de um consumidor BT

Com a finalidade de exemplificar com clareza o impacto da GD na rede de distribuição, simulou-se um processo de revisão tarifária de uma determinada concessionária distribuidora, considerando-se a incorporação do novo Consumidor-Tipo Prossumidor.

O Prossumidor típico foi definido como um Consumidor-Tipo de BT que optou por utilizar um sistema de GDFV que atenda a 90% do seu consumo mensal de energia elétrica. A curva de carga do Prossumidor é apresentada a seguir:



Figura 7 - Curva de Carga do Prossumidor

Nota-se que pelo fato de o sistema de GDFV atender a 90% do consumo de energia elétrica do Prossumidor, há momentos em que há injeção de energia elétrica do sistema de GDFV na rede da concessionária. Estes momentos são ilustrados na Figura 7 pelo intervalo entre os postos horários 14 e 24, momentos em que o sistema de GDFV está no pico da sua geração (período diurno).

A seguir, calculou-se a nova proporção de fluxo de potência de toda a rede da concessionária em questão, utilizando-se como base seus novos diagramas unifilares após a consideração do Prossumidor.

A proporção de fluxo de potência é calculada para o momento de máxima injeção coincidente de potência na rede de distribuição. Para a concessionária analisada, tal momento se dá às 15h, momento em que há geração de energia elétrica e injeção de potência pelo Prossumidor na rede. O diagrama unifilar simplificado sem a presença do Prossumidor é apresentado a seguir:



Figura 8 - Diagrama Unifilar Simplificado SEM o Prossumidor

O diagrama unifilar simplificado com a presença do Prossumidor é apresentado a seguir:

Figura 9 - Diagrama Unifilar Simplificado COM o Prossumidor

Uma vez que a presença dos Prossumidores não impacta o custo unitário, em R$, das obras e equipamentos para atendimento de cada um dos agrupamentos de consumidores considerados, considerou-se os mesmos CMEs do processo de revisão tarifária da concessionária em análise.

A Responsabilidade de Potência foi calculada utilizando-se a curva de carga do Prossumidor e as curvas das redes-tipo da concessionária em análise. Conforme nota-se na Figura 10, a contribuição do Consumidor-Tipo em relação à formação das redes torna-se mais baixa quando ele se torna um Prossumidor:



Figura 10 - Responsabilidade de Potência do Prossumidor

Finalmente, de posse de todos os parâmetros necessários, calculou-se o CMC do Prossumidor e a sua tarifa de referência, considerando-se rateio necessário da Parcela B pelos mercados faturados de cada um dos agrupamentos.

As tarifas de referência finais são função de vários parâmetros, como o percentual de atendimento individual de cada unidade consumidora pela GD e a sua penetração consolidada na rede de distribuição. As tarifas de referência calculadas podem ser encontradas na Figura 11:

Figura 11 - Tarifas de Referência do Prossumidor

Portanto, conclui-se que a tarifa de referência da TUSD Fio B do Prossumidor, calculada de forma a alocar corretamente os custos da rede de distribuição entre os diferentes perfis de consumidores, deve ser aproximadamente 50% menor do que as tarifas de referência de consumidores sem GD. Isso se dá pelo fato de que, conforme demonstrado, os Prossumidores apresentam um uso de rede inferior ao dos consumidores sem GD.



Outro cenário que deve ser considerado nesta análise é o efeito de um sistema para compensação remota, que mesmo possuindo uma curva somente de geração de energia, também pode proporcionar um efeito semelhante de alívio da rede de distribuição em sua análise agregada.

Isto ocorre, porque, ao se analisar este tipo de caso, deve-se ater ao fato de que existem unidades consumidoras que possuem perfis de carga específicos e se localizam próximas a esta central geradora.

Portanto, analogamente ao estudo dos sistemas junto à carga, a GDFV remota também acaba por proporcionar um alívio no perfil de carga das unidades consumidoras próximas. Dado o perfil médio de consumo observado, há uma alta probabilidade dele possuir um consumo predominantemente diurno. Dessa forma, a geração próxima contribuiria para uma necessidade menor da rede nos arredores, justificando assim um desconto de mesma magnitude para a GDFV remota, uma vez que sem estas centrais geradoras tais benefícios não seriam observados ou usufruídos.

Em conclusão, o valor tecnicamente justo e legalmente correto para pagamento pelo uso da rede quando da injeção de energia elétrica na rede pela geração distribuída é a Alternativa 1’, qual seja: (i) a cobrança sobre a compensação de energia elétrica deve estar limitada a 50% da TUSD Fio B; e, ainda, (ii) o pagamento de TUSD para central geradora de geração distribuída nas modalidades de geração remota deve estar limitado a 50% da TUSDg.

Cabe destacar, adicionalmente, dois pontos importantes relacionados ao conceito de perfil de uso dos consumidores e da confluência com a geração solar fotovoltaica, que são:

Os hábitos de consumo no Brasil estão mudando continuamente, com uma transferência dos picos máximos de consumo das redes elétricas dos horários noturnos para os horários diurnos. Isto ocorre, especialmente nos segmentos residencial e comercial de pequeno porte, porque os equipamentos de refrigeração estão ficando mais acessíveis, ao mesmo tempo em que os equipamentos tradicionais de uso noturno (como televisões, geladeiras, lâmpadas e chuveiros elétricos) estão sendo substituídos ou estão ficando mais eficientes do ponto de vista elétrico.

A energia solar fotovoltaica, por ser uma fonte que apresenta variabilidade na sua produção, nem sempre aporta à rede elétrica a sua potência instalada total.



Por exemplo, 1 kW de potência instalada solar fotovoltaica pode não estar fornecendo esta exata potência em dias atípicos. Apesar disso, mesmo nestas condições minoritárias, a irradiação solar ainda é parcialmente capturada, proporcionando ganhos parciais representativos. Adicionalmente, há uma significativa mitigação destas situações pontuais e suas consequências na rede, por meio do "Efeito Portfólio", que será apresentado mais adiante, pelo qual se observa os benefícios do espalhamento geográfico dos sistemas de GDFV e o benefício agregado proporcionado pela geração solar fotovoltaica instalada de forma distribuída na matriz elétrica brasileira.

4.3.2. TUSD FIO A

Para determinados níveis de penetração, a GD contribui para reduzir a demanda de ponta do sistema, diminuindo a necessidade de capacidade de transmissão livre, ou seja, postergando a necessidade de novos investimentos, ao permitir que novos consumidores se conectem, sem necessidade de construção de infraestrutura adicional de transmissão. Por esse atributo e benefício aos consumidores, a GD deveria ser remunerada pelo efeito positivo sistêmico ou, no mínimo, ser isenta desta parcela de pagamento. Desse modo, torna-se insustentável a proposta da Alternativa 2’ [ver Tabela 1].

A geração de energia elétrica em BT e MT, proveniente da GDFV, reduz o uso das redes de transmissão, resultando em um benefício imediato ao sistema e reduzindo a necessidade de novos investimentos em reforços destas redes. Pelas características naturais da GD, estando inserida e conectada diretamente dentro das áreas de concessão das distribuidoras e de forma pulverizada (espalhada), alguns aspectos são importantes de serem destacados:

Coincidência entre a curva agregada de consumidores e pico do SIN:

Quando falamos em transmissão, a distribuidora de energia elétrica se comporta como um grande consumidor, consolidando todos os consumidores de sua área de concessão, independentemente do perfil individualizado de cada um destes.

Neste sentido, as avaliações ficam mais simplificadas e devemos nos ater não mais ao que acontece exclusivamente em microrregiões elétricas, mas em como as áreas de concessão e o SIN se comportam e interagem entre si.



Quando extraímos os dados reais de operação do sistema, é possível perceber que, cada vez mais, apresentam-se picos de consumo nos horários onde há maior geração de energia elétrica pela fonte solar fotovoltaica. A Figura 12 representa o pico de consumo nacional, com dados extraídos do Operador Nacional do Sistema (ONS), no dia de maior pico de consumo do ano de 2018 (17/12/2018).

Figura 12 - Curva de Carga do SIN no dia mais crítico de 2018 [3]

Desta forma, os efeitos de hábitos de consumo das famílias e dos pequenos comércios, mencionados anteriormente, podem ser visualmente percebidos pelos dados extraídos da operação real do SIN.

Este fato é importante, não apenas porque a infraestrutura de rede de transmissão está sendo aliviada, mas também porque a injeção de energia elétrica nos horários de pico implica em menor despacho de usinas termelétricas mais caras e poluentes, bem como na preservação de recursos hídricos escassos e de usos múltiplos nos reservatórios de hidrelétricas.

O Plano Decenal de Expansão de Energia 2029 (PDE), realizado pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE) mostra que, em alguns subsistemas, há gargalos importantes a serem vencidos em relação à transmissão. Por exemplo, o subsistema Sul estará quase no limite de recebimento de energia (apenas 0,6 GW de folga), em 2029. A GD poderá contribuir sensivelmente com a manutenção ou incremento dessa



folga, já que diminui a necessidade de importação de energia elétrica de outras regiões nos ramais onde a GD está instalada.

Figura 13 – Resumo das folgas dos limites de intercâmbio – 2029 [4]

Nível de Penetração:

Juntamente com o aspecto da coincidência da curva agregada de consumo com a curva da geração de GDFV, é importante também entendermos que, caso tenhamos uma penetração muito elevada de uma mesma fonte com um perfil de produção específico, podemos incorrer em um cenário onde esta coincidência se reduz, o que implica em uma possível redução do benefício de alívio proporcionado às redes. É importante entender a partir de qual composição da matriz elétrica este efeito será perceptível.

A literatura internacional aponta que, para níveis inferiores a 15% [10] [11] [12], os benefícios proporcionados pela geração distribuída solar fotovoltaica se encontram claramente presentes e são favoráveis ao sistema e aos consumidores. Destaca-se que estes valores de penetração se encontram bastante distantes dos níveis atuais de GDFV observados hoje no Brasil, de aproximadamente a 0,5% da potência nominal instalada total da matriz elétrica brasileira. Este é um dos fatores pelos quais, também vislumbrando o equilíbrio entre os agentes e o ponto de maturação da GD, é feita uma proposta para que se tenha uma migração gradual entre as alternativas de compensação atual e futura.

Para avaliarmos a correlação dos estudos internacionais com o caso particular brasileiro, foram feitas simulações computacionais considerando os dados reais da operação do SIN em 2018, extraídos das bases de dados do ONS, comparando-os com os efeitos da inserção gradual de geração distribuída solar fotovoltaica no SIN.



A conclusão obtida é de que, para níveis de até 16% de penetração da GDFV no SIN, considerando geração máxima, com relação ao pico de demanda do SIN, a GDFV proporciona um benefício efetivo em termos de alívio do uso da transmissão. O pico de demanda do SIN se reduz de 84,9 GW para 78,2 GW, corroborando também para o Brasil os resultados obtidos internacionalmente. A Figura 14 apresenta os resultados desta simulação.

Figura 14 - Curva Máxima no SIN e inserção da GDFV

Em um cenário hipotético, onde o consumo de energia elétrica se mantenha no patamar de 2018, o ponto de saturação deste benefício associado aos 16% de penetração se dá a partir de aproximadamente 14 GW de inserção de GDFV no Brasil. A Figura 15 apresenta os resultados da simulação do SIN entre os meses, para este patamar de penetração.



Figura 15 - Simulação do SIN para patamares de penetração

Pode-se verificar que, nos períodos de pico de uso do sistema, variável chave para o dimensionamento da infraestrutura de transmissão, a GDFV agrega benefícios diretos, diminuindo a necessidade de investimentos em nova infraestrutura do sistema elétrico nacional, em vez de aumentando tais investimentos.

Efeito Portfólio:

A fonte solar fotovoltaica possui uma variabilidade natural, decorrente das características intrínsecas de seu recurso primário, a radiação solar. Entretanto, quando avaliamos a variável “pagamento da componente TUSD Fio A”, a distribuidora se comporta como um grande consumidor e a GDFV, por sua natureza pulverizada (espalhada), se comporta também como uma grande unidade de geração solar fotovoltaica localizada dentro da área elétrica da distribuidora, suavizando os efeitos das variações climáticas que interferem na variabilidade local desta geração.



Figura 16 - Efeito portfólio da combinação de três sistemas de GD na área da CEMIG em um dia com intermitência

De forma conclusiva, considerando as simulações realizadas e seus consequentes resultados, bem como o nível de penetração atual da GDFV, ainda muito distante dos limites de benefícios sistêmicos apontados pelas análises apresentadas, a ABSOLAR propõe que se mantenha a compensação da componente TUSD Fio A, uma vez que, além de não utilizar o sistema de transmissão, o prossumidor efetivamente alivia o sistema, postergando investimentos e trazendo economia direta para os demais consumidores, mesmo aqueles que não investem recursos em GD.



4.3.3. TUSD PERDAS

O processo de transporte da energia elétrica desde a geração até o consumo incorre em perdas devido a Lei de Ohm. Trata-se de um fenômeno físico diretamente associado com o fluxo de corrente elétrica por condutores elétricos, que ocorre nos sistemas de transmissão e distribuição de energia elétrica.

Segundo dados da CCEE, em 2018 as perdas nos sistemas de transmissão representaram 22,8 TWh e, segundo dados da ANEEL, nesse mesmo ano, as perdas nos sistemas de distribuição representaram 38,3 TWh. Assim, o total das perdas elétricas representaram 61,1 TWh, o equivalente a 11,2% de todo o consumo do SIN.

De acordo com o Balanço Energético Nacional (BEN) da EPE, em 2018 as perdas foram o terceiro maior consumidor de energia elétrica do Brasil, sendo responsáveis por 101,0 TWh (15,9% da oferta interna de energia elétrica), logo após o setor industrial com um consumo de 200,9 TWh (31,6%) e os consumidores residenciais com 136,2 TWh (21,4%). A Figura 17 ilustra os fluxos de energia elétrica desde a geração até o seu consumo no País, por fonte geradora e por classe consumidora.



Figura 17 - Fluxo de Energia Elétrica - BEN 2019 [7]

Outro princípio fundamental dos sistemas elétricos de potência é o equilíbrio instantâneo entre geração e consumo, necessário para a manutenção da frequência do sistema em 60 Hz. Nesse sentido, qualquer injeção de potência no sistema, em qualquer nível de tensão, implicará necessariamente em uma correspondente redução de geração no restante do SIN, mantendo o sistema em equilíbrio.

Assim, dado um sistema simplificado, como ilustrado na Figura 18, assumindo que o consumo pode ser representado por uma corrente I1 e a resistência de cada elo entre o centro de gravidade e o ponto de consumo como RRede Básica e RDistribuição, o fluxo de corrente pode ser descrito conforme o diagrama a seguir:



Figura 18 - Esquemático de perdas no SIN sem GD

Ou seja, o fluxo que sai do "centro de gravidade" pode ser descrito como:

I1 + Perdas D + Perdas RB

Onde:

Perdas D = RDistribuição * (I1)2

Perdas RB = RRede Básica * (I1 + Perdas D)2

E, fazendo-se as devidas substituições, tem-se que:

Perdas RB = RRede Básica * (I1 + RDistribuição*(I1)2)2

Perdas RB = RRede Básica * ((I1)2 + 2*RDistribuição*(I1)3 + (RDistribuição)2*(I1)4)

Nota-se, aqui, um efeito cumulativo importante pelo qual as perdas na distribuição causam perdas adicionais na rede básica, o que gera um efeito à quarta potência sobre a corrente elétrica da demanda.

Ao se injetar uma corrente elétrica no sistema de distribuição, através de uma unidade consumidora com geração distribuída, há uma redução no fluxo de energia elétrica proveniente do centro de gravidade, em função do balanceamento instantâneo entre geração e demanda. Chamando-se a corrente elétrica proveniente dessa geração distribuída de ΔI1, tem-se uma nova situação conforme o diagrama a seguir:



Figura 19 - Esquemático de perdas no SIN com GD

O novo fluxo que sai do "centro de gravidade" passa a ser descrito como:

I1 - ΔI1 + Perdas D' + Perdas RB'

Onde:

Perdas D' = RDistribuição*(I1 - ΔI1)2

Perdas RB' = RRede Básica * (I1 - ΔI1 + Perdas D')2

Aplicando-se um exemplo numérico em que a potência injetada pela GDFV equivalha a 5% do consumo local total, tem-se que:

ΔI1 = 0,05 * I1

Perdas D' = RDistribuição*(I1 - ΔI1) 2

= RDistribuição*(0,95 * I1) 2

= 0,9025 * RDistribuição*(I1) 2

= 0,9025 * Perdas D

Ou seja, as perdas no sistema de distribuição se reduziram em 9,75%. De forma similar e em função do efeito quadrático da corrente sobre as perdas na rede básica, fica evidente que o efeito na redução das perdas técnicas totais do sistema é bastante expressivo e positivo quando da injeção de corrente elétrica pela GDFV nos sistemas de distribuição, seja em BT ou MT.

De forma ilustrativa, foram realizadas simulações utilizando softwares oficiais do setor como ANAREDE para o SIN e OpenDSS para redes de distribuição, para diferentes perfis de alimentador, para um grau de penetração de GDFV de até 5%. Tais simulações



confirmam o efeito marginal positivo da injeção de energia elétrica pela GDFV no sistema de distribuição, ao apontarem que cada 100 kWh de geração injetada via GDFV reduz as perdas em até 20 kWh desde as redes de BT até a Rede Básica. Ou seja, do ponto de vista sistêmico, há um efeito de alavancagem de 20% sobre a energia produzida pela GD por conta da redução das perdas elétricas, que beneficiam todos os consumidores do País, inclusive os que não investem diretamente em GD.

Contribuições da ABSOLAR à AP 01/19, em relação às Perdas Técnicas:

O processo de transporte de energia elétrica através de redes de fios e transformadores apresenta perdas ôhmicas devido às correntes que atravessam os circuitos. As perdas são proporcionais à resistência dos circuitos e ao quadrado da corrente. As perdas existem tanto na rede de transmissão como na rede de distribuição. Como são proporcionais ao quadrado da corrente, elas são altamente sensíveis ao fluxo de potência no circuito. Se um circuito está muito carregado, as perdas são bem maiores comparadas aos circuitos menos carregados.

Estas perdas podem ser calculadas através de programas computacionais de fluxo de potência muito utilizados pelas empresas e órgãos responsáveis pela operação e pelo planejamento de sistemas elétricos. No caso brasileiro, o programa ANAREDE desenvolvido pelo CEPEL pode ser utilizado para o cálculo das perdas do sistema de transmissão e de subtransmissão que englobam as tensões de 69 kV até 750 kV. O primeiro representa a rede de transmissão conhecida como rede básica (RB) e o segundo representa a parte de alta tensão (AT) da rede de distribuição.

Para o sistema de média tensão (34,5 a 13,8 kV) e baixa tensão (inferior a 380 V) das distribuidoras, utiliza-se outro programa, pois existem características que exigem um outro tipo de representação dos circuitos. O programa oficial da ANEEL para estas redes é o OpenDSS e, recentemente, as distribuidoras foram obrigadas a incorporar nos seus Banco de Dados Georeferenciados da Distribuição (BDGD) os dados em formato OpenDSS. Esta necessidade foi imposta pela ANEEL no último ciclo de revisão tarifária, para que ela pudesse calcular as perdas técnicas nas redes de MT e BT. Com o valor das perdas técnicas calculado pelo programa OpenDss é possível calcular o custo das perdas através do preço de aquisição de energia. Este custo é repassado diretamente para a tarifa. Na AP 001/2019, a ANEEL utilizou o CME como preço de aquisição.

Para entender o comportamento das perdas técnicas, foram simulados utilizando os alimentadores apresentados nas Figuras abaixo, para casos com penetração de 1 e 5



% de GDFV. Foram consideradas 4 hipóteses para a instalação da GDFV, no intuito de perfazer o total de penetração:

Hipótese 1: Inserção de GDFV apenas em consumidores residenciais, sendo do consumidor de maior consumo para o de menor consumo;

Hipótese 2: Inserção de GDFV apenas em consumidores residenciais, sendo do consumidor de menor consumo para o de maior consumo;

Hipótese 3: Inserção de GDFV apenas em consumidores MT, sendo do consumidor de maior consumo para o de menor consumo;

Hipótese 4: Inserção de GDFV apenas em consumidores residenciais sendo, 50% do consumidor de maior para o menor e 50% do menor para o maior.

A Figura 20 a seguir ilustra a nova curva de carga e as variações de perdas obtidas para cada alimentador:



Figura 20 - Hipóteses de penetração de GDFV para o Alimentador A1

Para este alimentador com uma maior predominância de carga comercial, verifica-se que a energia solar fotovoltaica tem um papel benéfico, tanto para a melhoria do perfil de carga como na diminuição das perdas. A Tabela 3 abaixo apresenta os valores de perdas observados para cada nível de penetração.

Inserção 258,8[ kWp] 1.270,5 [kWp]908,8[kWh] 4.462,0[kWh]

Inserção percentual 1,0% 5,0%

Hipóteses 1:§ Inserção de FV apenas em consumidores

Residenciais - BT § Inserção seguindo lógica do MAIOR para o MENOR

consumidor – critério socioeconômico

Comparação das curvas de carga Alimentador RSUZ1301 em dia útil

[kWh]

Comportamento das perdas do sistema para o Alimentador RSUZ1301 em dia

útil [kWh]

Hipóteses 2: SITUAÇÃO IMPROVÁVEL§ Inserção de FV apenas em consumidores BT § Inserção seguindo lógica do MENOR para o MAIOR

consumidor


[kWh]


útil [kWh]

Inserção 254,6[ kWp] 1271,6 [kWp]894,1[kWh] 4.465,8[kWh]


Inserção - [kWp] 1.468,8 [kWp]- [kWh] 5158,3[kWh]

Inserção percentual - % 5,8%

Dados de junho/2015

Hipóteses 3:§ Inserção de FV apenas em consumidores MT


[kWh]


útil [kWh]

Dia útil5% de Penetração

Hipóteses 4:§ Inserção de FV apenas em consumidores BT § 50% vindo do maior para o menor§ 50% vindo do menor para o maior


[kWh]


útil [kWh]

Inserção 255 [kWp] 1274 [kWp]

897,2 [kWh] 4474,3 [kWh]Inserção percentual 1,0 % 5,0%

Dia útil1% de Penetração5% de Penetração



Tabela 3 - Perdas para o Alimentador A1.

Para este alimentador as perdas médias não são altas (3% em média) e a inserção de 5% de GDFV conforme hipótese 1 provoca uma variação de 3,9% na perda marginal, ou seja, para cada 1 MWh inserido há um ganho médio de perdas de 0,039 MWh. Para o caso em que os sistemas de GDFV são instalados em UCs com pequeno consumo, ou seja, quando a GDFV é mais pulverizada, o ganho é bem maior chegando a 6,1 % para inserção de 1%. Para a hipótese 3 onde apenas as cargas no MT são contempladas, a diminuição ficou em 4,1%.

Na Figura 21 são apresentadas as perdas para o alimentador A2. Este alimentador tem predominância de cargas residenciais e as variações de perdas são altamente influenciadas em função do perfil de carga das UCs e de suas localizações no alimentador. A Figura 21 apresenta os valores de perdas observados para cada nível de penetração:

Hipóteses 1:

Hipóteses 2:

Hipóteses 3:

Carga [kWh/dia] Perda [kWh/dia] Percentual de perdas [%] Redução da carga [%] Perda marginal [%]

Sem geração FV 102.739,01 3.161,08 3,1% - -

Inserção de 1% de geração FV 101.018,36 3.114,08 3,1% 1,7% 2,7%



Sem geração FV 102.739,01 3.161,08 3,1% - -




Sem geração FV 102.739,01 3.161,08 3,1% - -

Inserção de 1% de geração FV - - - - -


Hipóteses 4:Carga [kWh/dia] Perda [kWh/dia] Percentual de perdas [%] Redução da carga [%] Perda marginal [%]

Sem geração FV 102.739,01 3.161,08 3,1% - -





Figura 21 – Perdas para o Alimentador A2

Inserção 409[ kWp] 1.902,5 [kWp]

1.436,4[kWh] 6.681,6[kWh]Inserção percentual 1,1% 5,0%

Hipóteses 1:§ Inserção de FV apenas em consumidores

Residenciais - BT § Inserção seguindo lógica do MAIOR para o MENOR

consumidor – critério socioeconômico


[kWh]


útil [kWh]


Hipóteses 2: SITUAÇÃO IMPROVÁVEL§ Inserção de FV apenas em consumidores BT § Inserção seguindo lógica do MENOR para o MAIOR

consumidor


[kWh]


útil [kWh]

Inserção 379,6[kWp] 1.898,7[kWp]

1.333,1 [kWh] 6.668,2[kWh]


Inserção - [kWp] 1641,6 [kWp]- [kWh] 5765,3 [kWh]

Inserção percentual - % 4,3%

Dados de junho/2015

Hipóteses 3:§ Inserção de FV apenas em consumidores MT


[kWh]


útil [kWh]

Dia útil5% de Penetração

Hipóteses 4:§ Inserção de FV apenas em consumidores BT § 50% vindo do maior para o menor§ 50% vindo do menor para o maior


[kWh]


útil [kWh]

Inserção 255 [kWp] 1274 [kWp]

897,2 [kWh] 4474,3 [kWh]Inserção percentual 1,0 % 5,0%




Tabela 4 - Perdas para o Alimentador A2.

Conforme pôde ser observado, em alguns casos as perdas podem até aumentar como ocorreu no caso da hipótese 1 para 1% de penetração. Isto demonstra que, em geral, existem perdas internas de alimentadores que compõem as redes MT e BT, mas que também há uma volatilidade grande nestes valores.

Podemos constatar que os fatores que mais influenciam nas perdas dos alimentadores são:

A configuração do alimentador incluindo a posição da subestação (SE) AT/MT;

A localização dos sistemas de GDFVs;

O perfil de consumo das UCs instaladas no alimentador.

É possível observar a dificuldade em generalizar as variações de perdas obtidas com a geração de cada 1 MWh de GDFV. Uma solução é utilizar os valores médios de perdas das concessionárias que incluem não só os alimentadores onde estão as maiores perdas, mas também as perdas medidas do sistema AT e transformação AT/MT. Na AIR nº 004/2018 da AP ANEEL nº 001/19, a ANEEL estabeleceu que as perdas técnicas

Hipóteses 1:

Hipóteses 2:

Hipóteses 3:


Sem geração FV 142.354,92 9.583,56 6,7% - -

Inserção de 1% de geração FV 139.675,42 9.882,30 7,1% 1,9% -11,1%



Sem geração FV 142.354,92 9.583,56 6,7% - -




Sem geração FV 142.354,92 9.583,56 6,7% - -

Inserção de 1% de geração FV - - - - -


Hipóteses 4:Carga [kWh/dia] Perda [kWh/dia] Percentual de perdas [%] Redução da carga [%] Perda marginal [%]

Sem geração FV 142.354,92 9.583,56 6,7% - -





médias das distribuidoras representam 7,7%, entretanto este é um valor que requer atenção, sabendo que o mercado possui variações desses valores de perdas adequados por região de mercado e molde de operação específicos.

Como a ANEEL fez uma grande média, existem outras distribuidoras com perdas médias significativas como a EDP SP (5,5%), CEMIG (9,5%) e a COELBA (10 %), dessa forma pode-se afirmar que o número estabelecido pela ANEEL é representativo e está razoável.

Passando para o sistema de transmissão, as perdas elétricas associadas ao transporte de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional (SIN), por meio da Rede Básica, são calculadas pela diferença entre a geração e o consumo total do SIN (medição física). O cálculo e a consideração de perdas no sistema elétrico e as respectivas alocações aos pontos de medição são tratados pelos Processos de Medição (física e contábil) de responsabilidade da CCEE. Os dados de energia elétrica são coletados nos pontos de medição, pela CCEE, por meio do Sistema de Coleta de Dados de Energia (SCDE). Estas perdas são repassadas aos usuários da rede na proporção de 50% para os consumidores e 50% para os geradores participantes do rateio de perdas na Rede Básica.

Nos estudos para definição das ampliações e reforços na Rede Básica do SIN e Demais Instalações de Transmissão (DIT) elaborados e enviados anualmente pelo ONS ao MME são elaborados os seguintes relatórios:

PAR – Plano de ampliações e Reforços, que são determinados a partir de estudos de avaliação do desempenho elétrico da Rede de Simulação do SIN;

PAR – DIT – Plano de ampliações e reforços das instalações de transmissão não integrantes da RB.

A Rede de Simulação, ilustrada na Figura 22, é utilizada em simulações para garantir que estudos elétricos apresentem resultados que reproduzam, com grau de precisão adequado, os fenômenos que acontecem no SIN.



Figura 22 - Redes do SIN

Desta forma, o SIN representado desde a Rede Básica, DITs, instalações de distribuição fora da rede de operação, que interligam as usinas despachadas centralizadamente à rede de operação, até outras instalações, cuja representação é necessária para alcançar o grau de precisão adequado.

Através do programa de fluxo de potência do ANAREDE é possível também obter as perdas do SIN, dadas as condições de carga, geração e topologia do sistema definidas. Para avaliar as variações nas perdas do SIN em função da inserção de GDFV, foram utilizados:

A base de dados do PAR do ONS;

O patamar de carga média de junho de 2015 e 2019;

Inserida a GDFV com níveis de penetração de 5, 10 e 20% (níveis menores não conseguem ter precisão no ANAREDE) na área de concessão da EDP SP;

Feita a redução de geração para compensar a redução de carga, dada a inserção da GDFV em Ilha Solteira, conforme procedimento do ONS.



A seguir encontra-se um resumo dos casos processados para junho e dezembro de 2015 e 2019. Diferente do processamento dos casos das redes MT e BT, onde são avaliadas as 24 horas do dia, as redes de alta e rede básica são simuladas para três períodos de carga: pesada, média e leve. A geração fotovoltaica afeta os casos de carga média, que representa os horários de 7hs às 18hs. Por simplificação se supõe que a geração ocorre de forma completa no período de 10 às 17 horas, para efeito de computar o decréscimo de perda em energia.

Conforme pode ser observado na Tabela 5, as perdas de potência diminuíram de 2015 para 2019, apesar do aumento de carga principalmente na carga média, que ultrapassou a carga pesada. Isto reflete uma mudança na configuração da rede básica, que está menos congestionada frente aos acréscimos de novos ativos. É importante lembrar que as perdas são proporcionais ao quadrado da corrente e sistemas com menos ativos, mas com carregamentos altos elevam as perdas do sistema. É importante observar neste quadro que a ponta do sistema, tanto no inverno como no verão, está situada no período de carga média, justamente quando a geração solar fotovoltaica está presente. Esta constatação será usada no item que aborda a capacidade do sistema.

Tabela 5 - Dados do SIN 2015 e 2019

As Tabelas Tabela 6, Tabela 7 e a Tabela 8 apresentam os resultados das perdas para

junho de 2015, junho de 2019 e dezembro de 2019 respectivamente. Foram simuladas

a operação para diferentes níveis de penetração incorporados apenas na região da EDP

Dados SIN - 2015

Configuração Patamar de

Carga

Geração

(MW)

Carga

(MW)

Perdas

(MW)

Pesada ¹ 94.003,78 89.655,13 3.539,96

Média ² 87.286,87 83.167,14 3.314,44

Leve ² 58.104,12 54.758,75 2.540,26

Pesada ³ 97.626,15 92.007,58 4.629,90

Média ³ 100.285,74 94.623,01 4.756,17

¹ Configuração de junho (até dia 30) e máxima carga, por empresa, entre abril e setembro.

³ Configuração de dezembro (até dia 31) do ano corrente e a maior carga, por empresa,

Patamar de carga pesada - 18h às 21h (2ª feira a sábado) - (Dom./Feri.)

Patamar de carga média - 07h às 18h / 21h às 24h (2ª feira a sábado) 17h às 22h (Dom./Feri.)

Patamar de carga leve - 00h às 07h (2ª feira a sábado) 00h às 17h / 22h às 24h (Dom./Feri.)

Patamares de carga, acima citados, são sem horário de verão

(base de dados ANAREDE)

Junho

Dezembro

² Configuração de junho (até dia 30) e carga, por empresa, de junho.

entre outubro e março do ano seguinte.

Dados SIN - 2019

Configuração Patamar de

Carga

Geração

(MW)

Carga

(MW)

Perdas

(MW)

Pesada ¹ 95.091,80 91.033,49 3.359,08

Média ¹ 96.870,46 92.673,68 3.536,07

Leve ² 57.634,90 55.427,00 1.664,73

Pesada ³ 97.977,94 92.995,37 3.649,14

Média ³ 104.671,90 99.277,58 4.058,42

Leve ⁴ 61.443,63 58.362,10 2.178,29

¹ Maior carga, por empresa, entre abril e setembro.

² Carga, por empresa, de junho.

³ Maior carga, por empresa, entre outubro e março do ano seguinte.

⁴ Carga, por empresa, de dezembro.

Patamar de carga pesada - 18h às 21h (2ª feira a sábado) - (Dom./Feri.)

Patamar de carga média - 07h às 18h / 21h às 24h (2ª feira a sábado) 17h às 22h (Dom./Feri.)

Patamar de carga leve - 00h às 7h (2ª feira a sábado) 00h às 07h / 22h às 24h (Dom./Fer.)

Patamares de carga, acima citados, são sem horário de verão

(base de dados ANAREDE)

Junho

Dezembro



SP. Para todos os meses há uma diminuição pequena nas perdas médias, o que permite

afirmar que não há grande variação nas perdas médias dos casos. No entanto, as

perdas marginais são elevadas, o que demonstra que a cada 1 MWh instalado de GDFV

há uma diminuição considerável nas perdas do SIN. Estas perdas marginais tendem a

diminuir à medida que aumenta o volume de GDFV mantendo o sistema inalterado em

termos de configuração e carga.

Tabela 6 – Avaliação das Perdas referentes à Potência e Energia – junho/2015

As perdas médias encontradas são menores que as que a ANEEL estabeleceu na AIR relativa à CP ANEEL nº 01/19, ou seja, 5 % para a rede de transmissão. Isto está coerente com os resultados obtidos, pois nestes casos não se incluiu as perdas nos transformadores de fronteira. Apesar das perdas marginais serem bem maiores, é difícil para a ANEEL considerar estes valores pois o correto seria analisar caso a caso, visto que as perdas marginais são extremamente voláteis.

Patamar Médio SIN - Potência Caso de Referência (ONS) FV 5% FV 10% FV 20%

Geração (MW) 87.286,87 87.139,33 86.991,84 86.706,46

Carga (MW) 83.167,14 83.042,56 82.918,08 82.669,12

Perdas (MW) 3.314,44 3.291,81 3.269,47 3.232,20

Perdas Médias (%) 3,99% 3,96% 3,94% 3,91%

Perdas Marginais (%) 18,17% 17,95% 14,97%

Variação de Perdas Ativas (MW) -22,63 -44,97 -82,24

Energia Dia - Energia

Energia patamar pesado (MWh) 268.965,39 268.965,39 268.965,39 268.965,39

Energia patamar médio (MWh) 914.838,54 913.468,16 912.098,88 909.360,32

Energia patamar leve (MWh) 383.311,25 383.311,25 383.311,25 383.311,25

Perdas patamar pesado (MWh) 10.619,88 10.619,88 10.619,88 10.619,88

Perdas patamar médio (MWh) 36.458,84 36.209,91 35.964,17 35.554,20

Perdas patamar leve (MWh) 17.781,82 17.781,82 17.781,82 17.781,82

Perdas Médias (%) 4,14% 4,13% 4,11% 4,10%




Tabela 7 – Avaliação das Perdas referentes à Potência e Energia – junho/2019

Tabela 8 – Avaliação das Perdas referentes à Potência e Energia – dezembro/2019

Patamar Médio SIN - PotênciaCaso de

Referência (ONS)

FV 5% FV 10% FV 20%

Geração (MW) 96.870,46 96.728,80 96.589,04 96.312,57

Carga (MW) 92.673,68 92.550,71 92.427,63 92.181,59

Perdas (MW) 3.536,07 3.517,86 3.500,84 3.470,17

Perdas Médias (%) 3,82% 3,80% 3,79% 3,76%



Energia Dia


Energia patamar médio (MWh) 1.019.410,48 1.018.057,81 1.016.703,93 1.013.997,49





Perdas Médias (%) 3,57% 3,57% 3,56% 3,54%


Patamar Médio SIN - PotênciaCaso de

Referência (ONS)FV 5% FV 10% FV 20%

Geração (MW) 104.671,90 104.519,63 104.356,14 104.065,58

Carga (MW) 99.277,58 99.146,81 99.015,94 98.754,30

Perdas (MW) 4.058,42 4.036,27 4.013,57 3.976,45

Perdas Médias (%) 4,09% 4,07% 4,05% 4,03%



Energia Dia


Energia patamar médio (MWh) 1.389.886,12 1.388.055,34 1.386.223,16 1.382.560,20





Perdas Médias (%) 3,41% 3,41% 3,40% 3,39%




Contribuições das Concessionárias à AP 01/19, em relação às Perdas Técnicas:

CEMIG

Em sua contribuição, a CEMIG relatou simulações que indicariam que, na maioria dos casos, a GD aumenta as perdas nos alimentadores, não o contrário (54 contra 46). Em uma análise crítica, percebe-se que a concessionária adotou premissas inválidas para chegar a essa conclusão. Por exemplo, considerou-se a carga média e o valor de geração máxima. Dessa forma, a correlação horária entre a geração e a carga real do sistema foi perdida e desconsiderada, em desfavor da GDFV. Assim, as conclusões do estudo não refletem a realidade e parecem ter sido selecionadas para validar uma posição, mais do que para compartilhar informações neutras sobre a contribuição.

CPFL

A CPFL, por outro lado, informa que “pode-se tratar como consenso a afirmação de que a GD, quando ainda em baixas taxas de inserção, quando próxima do centro de carga, colabora para uma melhora nas perdas elétricas, isso porque, o caminho percorrido entre a energia injetada e o consumo é reduzido”.

Energisa

A Energisa, por sua vez, apresentou diversos estudos independentes. No estudo nº 1, as principais conclusões foram que, nas simulações com demanda mínima, a redução de perdas pode não ocorrer, que a penetração da GD é um fator importante, pois as perdas crescem a partir de determinado grau de inserção.

Simulação com carga máxima ou mínima são muito menos precisas do que simulações horárias. Pela lógica, com uma inserção alta e carga mínima, haveria, logicamente, mais perdas com a GD. Acontece que, apenas uma simulação horária poderia levar a concessionária a conclusões mais precisas sobre a questão, o que não foi feito nesse estudo. A limitação da GD, novamente, é algo que foi levado em consideração, para, entre outras coisas, evitar o aumento das perdas.



O estudo nº 2 mostra uma evidente diminuição das perdas, porém é informado que se fazem necessárias ressalvas, como a alocação da GD em pontos estratégicos.

Foram feitos outros estudos, sendo o mais realista deles, o nº 6, que considera 100% das residências, 100% dos comércios ou até 100% de ambos com GD, em determinado alimentador. O resultado é uma clara diminuição das perdas para níveis de penetração baixos da GDFV.

Conclusões

O fluxo de potência pelos sistemas elétricos acarreta perdas decorrentes do Efeito Ohm, desde a rede básica de transmissão até os sistemas de baixa tensão da distribuição. Ao se injetar uma corrente nos sistemas de distribuição, até que o fluxo de potência não se reverta, isto é, nas condições em que o consumo de energia elétrica é superior à geração, como é a realidade do SEB, há um efeito quadrático de redução de perdas. O fator quadrático, para valores próximos a 10%, pode ser linearizado para multiplicar por 2, ou seja, as perdas são reduzidas em fator de 2, conforme ilustrado na Tabela 9:

Tabela 9 – Efeito da corrente injetada na redução de perdas elétricas

Corrente injetada

(% da carga) 1% 2% 3% 4% 5% 6% 7% 8% 9% 10%

Redução de perda

(% das perdas) 2% 4% 6% 8% 10% 12% 14% 15% 17% 19%

Nos casos simulados, utilizando softwares e dados oficiais, a redução das perdas observadas chega a equivaler a 20% da energia produzida pela GDFV. Em um cenário em que as perdas médias do setor são de mais de 10% (7% na distribuição e 3% na rede básica), claramente se nota o fator multiplicativo por 2, conforme previsto na teoria.

Fica claro o entendimento unânime de que, caso a inserção da GD seja realizada em níveis de penetração adequados, o sistema elétrico torna-se mais eficiente, a partir da diminuição das perdas técnicas (Efeito Ohm).



Como a parcela de perdas técnicas representa, na média, o mesmo valor de perdas não técnicas, a "remuneração" pela redução de perdas técnicas pode ser compensada pela isenção de perdas não técnicas, eliminando a Alternativa 4’ do escopo de avaliação da ANEEL para a compensação da energia elétrica injetada na rede de distribuição pela GD.

4.3.4. TUSD e Tarifa de Energia (TE) – ENCARGOS

Conforme já apresentado no Item 4.1- GD e Eficiência Energética, a GD é considerada como medida de eficiência energética e, portanto, não seria adequado exigir o pagamento de encargos sobre a energia elétrica injetada na rede elétrica pela GD (não se cobra encargos quando alguém troca a lâmpada LED). Dessa forma, a Alternativa 3’ não seria adequada para a compensação da energia elétrica injetada na rede de distribuição pela GD.

Peak Shaving, exemplo de ação de redução de consumo e de potência no horário de ponta (regulatório):

Nas instalações com peak shaving, geradores a diesel, que fazem paralelismo momentâneo com a rede de distribuição das concessionárias, têm por objetivo a redução (eliminação) do consumo de energia elétrica nos horários de ponta regulatória, motivado pelo incentivo econômico-financeiro de redução de custos de consumidores que necessitam de energia elétrica nestes horários.

As unidades consumidoras com instalações de peak shaving são normalmente encontradas no agrupamento de MT, onde são disponibilizadas as tarifas horosazonais verde e azul.



Figura 23 - Tarifas horosazonais da CEMIG-D

Como pode-se observar, a composição da tarifa verde, no horário de ponta, passa a ser somente volumétrica, isto é, aplica-se apenas ao consumo verificado da unidade consumidora (considerando que a demanda utilizada permaneça a mesma no horário de ponta também, que é o que prevalece). Torna-se, desta forma, a mesma situação encontrada no agrupamento BT que, por possuir modelo tarifário monômio, são somente volumétricas.

Para compreender melhor esta operação, adotaremos como exemplo uma unidade consumidora com 1.000 kW de demanda e consumo mensal de 53 MWh no período da Ponta e 398 MWh no período Fora de Ponta.

Esta unidade consumidora, então, estuda o melhor contrato com a concessionária CEMIG-D, conforme Figura 24:

Figura 24 - Simulação de fatura Cemig-D antes do peak-shaving

Como pode ser verificado, para este perfil de consumidor, a contratação com a modalidade tarifária horossazonal azul se mostrou a mais competitiva.

No momento seguinte, a mesma unidade consumidora decide investir em uma instalação de peak shaving e instala dois geradores de 750 kVA para atender a sua necessidade e modifica o seu contrato com a CEMIG-D conforme Figura 25:



Figura 25 - Simulação de fatura Cemig-D após o peak-shaving

O consumidor reduziu seus gastos mesais com eletricidade pois, apesar de continuar pagando exatamente o mesmo valor durante o período Fora de Ponta (R$ 155.900,68), ele deixou de pagar qualquer valor no horário de ponta para a concessionária.

No entanto, quando chega o final de semana, o consumidor não liga a sua instalação de peak shaving porque não há previsão de horário de ponta nesse período. Neste caso, como nos Shopping Centers, utiliza-se integralmente o sistema elétrico.

Também, quando este consumidor necessita parar sua instalação de peak shaving durante a semana, somente pagará pelas horas que voltar a consumir da concessionária, que deverá estar com seu sistema de fornecimento elétrico devidamente dimensionado para suprir a carga total deste consumidor.

Atualmente estima-se que existam mais de 13 GW de sistemas de geração a diesel de peak shaving em operação no Brasil.

Calculando o impacto das instalações de peak shaving, seguindo os procedimentos apresentados na AIR, os valores obtidos são:

Figura 26 - VPL Peak Shaving

Como pode-se constatar, as instalações de peak shaving impactarão 64 vezes mais que a geração distribuída até 2035, segundo as métricas de análise da ANEEL.



Importante salientar que as unidades consumidoras que implantaram instalações de peak shaving não pagam os encargos do sistema elétrico da energia que deixaram de consumir e podem impactar a rede da mesma forma. Cabe destacar que, por se tratar de sistemas geradores movidos a combustíveis fósseis, haverá também um severo impacto ao meio ambiente (emissão de poluentes, gases de efeito estufa e ruídos) devido à operação agregada destes sistemas, com relevantes externalidades negativas compartilhadas e pagas por toda a sociedade brasileira.

Termoacumulação, exemplo de redução de consumo e de potência no horário de ponta (regulatório):

Assim como as instalações de peak shaving, as instalações de termoacumulação (ar condicionado) tem por objetivo a redução (eliminação) do consumo de energia elétrica nos horários de ponta regulatória.

As unidades consumidoras com instalações de termoacumulação são normalmente encontradas no agrupamento MT, onde são disponibilizadas as tarifas horosazonais verde e azul e deslocam o consumo do horário de ponta, produzindo gelo durante os horários fora de ponta. Na sequência, no horário de ponta, os chillers (ver imagem seguinte) são desligados e a instalação passa a utilizar o gelo gerado para suprir o sistema de ar condicionado com água gelada.

Figura 27- Sistema típico de termoacumulação



Figura 28 - Operação típica de termoacumulação

Para compreender melhor esta operação, adotaremos como exemplo uma unidade consumidora com 1.000 kW de demanda e consumo mensal de 53 MWh no período da ponta e 398 MWh no período fora da ponta, sem e com sistema de ar condicionado padrão (usaremos, portanto, os mesmos números do exemplo anterior de peak shaving, para compreender melhor a semelhança das operações).

Esta unidade consumidora também estuda o melhor contrato com a concessionária CEMIG-D, conforme Figura 29:

Figura 29 - Simulação de fatura Cemig-D antes do sistema de termoacumulação

Como pode ser verificado, a contratação com a modalidade tarifária horosazonal azul também se mostrou a mais adequada no caso base.

No momento seguinte, a mesma unidade consumidora decide investir em uma instalação de termoacumulação e instala tanques de armazenamento de gelo e água gelada (bancos de gelo) para atender a sua necessidade de refrigeração e modifica o contrato com a CEMIG-D conforme Figura 30:



Figura 30 - Simulação de fatura Cemig-D após o sistema de termoacumulação

O consumidor, neste caso, também reduziu seus gastos mensais com eletricidade pois, apesar de continuar pagando exatamente o mesmo valor durante o período Fora de Ponta (R$ 155.900,68), ele deixou de pagar qualquer valor no horário de Ponta para a concessionária.

No caso da termoacumulação, o consumidor deslocou o consumo dele que estava previsto para ocorrer no horário de Ponta e passou a consumir o mesmo montante no horário Fora de Ponta, deslocando assim a curva de carga da concessionária.

No entanto, quando chega o final de semana, o consumidor não liga a sua instalação de acumulação de gelo porque, por não haver a cobrança das tarifas no horário de Ponta, é mais barato consumir da concessionária. Neste caso, volta a utilizar integralmente o sistema elétrico.

Também quando este consumidor necessita parar sua instalação de acumulação de gelo (o que ocorre com certa frequência) durante a semana, somente pagará pelas horas que voltar a consumir da concessionária, que deverá estar com seu sistema de fornecimento elétrico devidamente dimensionado para suprir a carga total deste consumidor.

Atualmente estima-se que existam mais de 3,5 GW de instalação de termoacumulação em operação no Brasil. Calculando o impacto das instalações de termoacumulação seguindo os procedimentos apresentados na AIR, os valores obtidos são:

Figura 31 - VPL Termoacumulação



Como pode-se constatar, as instalações de termoacumulação impactarão 17 vezes mais que a GD até 2035, segundo as métricas de análise da ANEEL.

É evidente que o PEE e suas respectivas ações de EE (inclusive a GD) são benéficos, pois promovem o uso eficiente e racional de energia elétrica em todos os setores da economia. Todas as ações apresentadas são iniciativas das próprias unidades consumidoras, que realizam investimentos privados e buscam remunerá-los com a economia obtida pela redução do custo com energia elétrica fornecida pela concessionária.

Para isso, deve-se buscar maximizar os benefícios públicos da energia economizada e da demanda evitada no âmbito das ações de EE. A transformação do mercado de energia elétrica estimula o desenvolvimento de novas tecnologias e a criação de hábitos que podem se reverter em benefícios para todos os consumidores.

Devido ao seu impacto ser localizado na rede de distribuição onde está conectada, a parcela de autoconsumo da GD é análoga e causa os mesmos efeitos que os programas do Procel, as ações de peak shaving e a termoacumulação, entre outros. Estes efeitos são percebidos no alimentador da subestação da rede de distribuição local e são caracterizados pela redução do consumo de energia, deslocamento da curva de carga do alimentador e redução de potência nas redes de distribuição e transmissão.

No entanto, todas estas ações trazem impacto para o sistema elétrico, se observados unicamente pela ótica apresentada na AIR, fortemente negativa para o desenvolvimento da GD ou de qualquer outra iniciativa de eficiência energética, conforme demonstrado acima. Somente nos casos apresentados (e existem vários outros projetos de eficiência energética em operação e positivos ao País, deve-se sublinhar), os impactos superariam 120 vezes os valores estimados pela ANEEL para a GD até o ano de 2035.

Em todos os casos, a eficientização do consumo da energia elétrica proporciona benefícios para todo o sistema, em que pese a concessionária verificar uma diminuição direta em sua receita.

Em todos os casos apresentados, as unidades consumidoras não pagam pelos encargos da energia gerada ou não consumida, como também as demais componentes das tarifas.



Em conclusão, cobrar encargos pela energia não consumida implicaria em cobrá-lo de quem troca lâmpadas comuns por LED, utiliza geração a diesel no horário de ponta, fecha a empresa (deixando de consumir toda a energia), utiliza sistemas de termoacumulação ou instala geração distribuída. Nesse último exemplo, a eficiência se dá a nível de barramento da distribuidora.

4.3.5. Serviços Ancilares

A GD também beneficia o fornecimento de serviços ancilares de controle de reativos, frequência e tensão, bem como proporciona alívio aos alimentadores e subestações, com postergação de investimentos da concessionária em reforços na infraestrutura de rede de distribuição de energia elétrica, e evitando a necessidade de novos investimentos em mecanismos de segurança, controle, monitoramento e resposta rápida a variações de carga.



5. Lacunas metodológicas na AIR

5.1. Contribuições sobre a Nota Técnica nº 188/2019- SGT/ANEEL

Nota Técnica nº 188/2019- SGT/ANEEL COMENTÁRIO ABSOLAR

12. O escopo de curto prazo baseado em processos já realizados (2018) permite uma maior segurança sobre as variáveis consideradas. Para a extrapolação das conclusões e resultados para um cenário de mais longo prazo são necessárias projeções e estimativas de parâmetros, dificultando sobremaneira o processo de estimação e inserindo considerável margem de erro nos resultados. Como exemplo, cita-se a necessidade de projeção de cada item da receita regulatória para todos os anos do período analisado.

Esta afirmação invalida a análise de longo prazo feita pela ANEEL na AIR da CP 25/19. A AIR utiliza os valores calculados estritamente para o ano de 2018 para realizar extrapolações de impacto tarifário até o ano de 2035, entretanto o próprio documento citado pela agência indica que não é possível realizar extrapolações desta forma, devido à considerável margem de erro nos resultados.

24. O efeito contrário também é válido. Para um aumento de mercado tem-se aumento da receita total e diminuição da tarifa média. É desta forma que se procede a análise, incrementando o mercado e os custos.

Conforme destacado pela própria SGT, para um aumento de mercado também se tem a diminuição da tarifa média. Esta informação é importante ao se analisar os sistemas de compensação remota, uma vez que neste modelo de compensação pode haver a criação de novas unidades consumidoras sem carga instalada, apenas com a finalidade de geração de energia, ou ainda, pode ocorrer um aumento na demanda contratada por uma unidade consumidora existente em média tensão, impactos estes não contabilizados na análise elaborada pela agência.

25. Assim, o primeiro aspecto é avaliar quais itens são impactados pela variação de mercado. Para tanto, adota-se uma visão de curto prazo em que determinados custos não são variáveis no período de referência do processo tarifário. Como já dito, não é objeto do presente estudo avaliar potenciais benefícios que a mini e microgeração distribuída teria na postergação de investimento, nos custos operacionais, nas perdas técnicas, dentre outros aspectos. Parte-se do pressuposto que os custos atuais existem e somente seriam alterados no longo prazo.

A AIR elaborada no processo de revisão da REN 482/2012 realiza as extrapolações de impacto tarifário sem levar em consideração os benefícios da GD na redução das tarifas de energia elétrica dos demais consumidores. Caso a penetração da GD fosse maior e fosse analisado um cenário de mais longo prazo, os benefícios poderiam ser percebidos na postergação de investimentos em geração, transmissão e distribuição.

A análise da AIR, portanto, se torna inadequada, na medida em que não se busca um equilíbrio por meio de uma quantificação de custos e benefícios justa e completa.



33. Um aspecto que não foi analisado, mas que pode se tornar relevante está na dissociação entre o momento em que a energia é gerada e injetada no sistema da distribuidora e seu uso posterior como crédito. 34. Se considerarmos a característica dos sistemas fotovoltaicos residenciais, onde a energia é gerada durante o dia e o crédito é utilizado durante a noite, ainda que a tarifa não tenha variação, a distribuidora poderá estar sujeita a uma diferença de preços na liquidação da energia no mercado.

A valoração horária da energia injetada é um conceito importante de ser mensurado. Da mesma forma como colocado pela SGT, deveria então se afirmar que a geração solar fotovoltaica apresenta um grande benefício, pois possui geração e injetada eletricidade no período de patamar de carga pesada do SIN, horários em que o sistema elétrico nacional está mais demandado e quando ocorre maior despacho de energia elétrica proveniente de usinas fora da ordem de mérito, com preços elevados e que oneram as contas dos demais consumidores. A GDFV alivia tais custos e efeitos deletérios aos demais consumidores, protegendo-os e blindando-os de uma parcela importante destes custos. Quanto maior a participação da GDFV no SEB, maiores os efeitos positivos desta contribuição.

40. Essa energia gerada compreende a energia que é produzida na instalação e é consumida imediatamente pela carga e aquela compensada pelo sistema de excedentes e créditos, buscando-se avaliar o efeito total do mercado associado a geração distribuída.

Conforme contribuição da ABSOLAR no item 4.1 - GD e Eficiência Energética deste documento, a parcela de energia elétrica que é consumida instantaneamente deve ser considerada como uma ação de eficiência energética.

Como o intuito da CP 25/19 é, entre outros, revisar o modelo de compensação de energia elétrica, a análise da SGT deveria se basear na avaliação deste item fundamentalmente no valor da energia elétrica excedente que é injetado na rede de distribuição.



5.2. Aprimoramentos na AIR 003/2019 e Planilhas de Cálculo

5.2.1. Metodologia de cálculo Payback e TIR

TEXTO/ANEEL COMENTÁRIO ABSOLAR

137. Na primeira versão da AIR não foi considerado o custo de capital para pessoa física (sendo adotado o payback simples) e para pessoa jurídica foi assumido o custo de capital real de 8,0%. Muitos participantes da AP n° 01/2019 enviaram propostas para essas variáveis (ABSOLAR, Órigo, Raizen, entre outros participantes). De forma a considerar a grande variabilidade de valores propostos para o custo de capital, esse dado foi modelado como variável estocástica nas simulações. Para o caso da GD Local foi considerada a faixa entre 2% e 7% de custo de capital real (descontada a inflação), com valor mais provável de 4%. Já para GD Remota foi considerada a faixa entre 6% e 12%, com valor mais provável de 8%. Entende-se que as faixas utilizadas abrangem as contribuições recebidas na AP n° 01/2019, e são compatíveis com investimentos de maior risco, aplicações em renda fixa ou poupança.

Na referida nota técnica, a Agência informa que o custo de capital seria uma taxa real (acima da inflação), entretanto nas planilhas de cálculo de AIR, tanto para microgeração local, quanto para minigeração remota não há consideração da inflação no custo de capital. Premissa esta que, mesmo sendo adequada para cálculo da TIR (que será dada em valor real), gerará distorções no valor calculado de payback, que deve considerar os efeitos inflacionários em ambos os casos. Este fator também impacta as variáveis de adoção do modelo de difusão de Bass, utilizado pela ANEEL para avaliar a taxa de adoção da GDFV, superestimando o crescimento da tecnologia nas condições de contorno utilizadas. Desse modo, é fundamental levar estes fatores em consideração na análise.

Segundo dados do IBGE, o IPCA dos últimos 12 meses, apurado em outubro de 2019, foi de 2,54%. Entretanto, facilmente podem ser observados valores superiores nos anos precedentes. Dessa forma a



ABSOLAR entende que o mais adequado seria utilizar o valor de 5,8% a.a. para o índice IPCA, calculado com base na média dos valores apurados pelo IBGE desde 2015 (horizonte de análise com histórico de pelo menos 5 anos). Este valor deve ser somado ao custo de capital real para fins de cálculo de payback e para avaliação da taxa de adesão dos consumidores à GDFV, trazendo uma avaliação mais realista do desenvolvimento futuro do segmento.

133. Apesar de essa consideração ser verdadeira na maioria dos casos, há algumas regiões do país nas quais a aplicação dos impostos estaduais segue critérios diferentes. Além disso, para o caso de geração compartilhada ou de condomínios com GD, a cobrança de ICMS pode ser incidente sobre toda a energia absorvida da rede pela unidade consumidora.

134. Nas simulações realizadas nesta segunda versão da AIR foi considerada a isenção de impostos (estaduais e federais) sobre a tarifa cheia para a parcela da energia autoconsumida. Já para a energia injetada na rede, a isenção foi aplicada sobre as componentes da alternativa em questão. Assim, para a Alternativa 5, em que a compensação se dá apenas na componente TE Energia, a isenção é aplicada considerando-se apenas essa componente da tarifa.

Para fins de cálculo de payback dos sistemas de microgeração e minigeração distribuída, faz-se necessário considerar a atual cobrança de ICMS, PIS e COFINS sobre a energia elétrica injetada na rede e posteriormente compensada na forma de créditos de energia elétrica, inclusive nos modelos de geração compartilhada e empreendimentos de múltiplas unidades consumidoras, bem como a cobrança de ICMS sobre a TUSD dos consumidores com microgeração ou minigeração distribuída, mesmo daqueles faturados em modalidade monômia. O fato do payback mais do que dobrar significa que a tecnologia não chegou ao estado de maturação necessário para a mudança da regra, sendo um sinal econômico e financeiro claro de que seria inapropriado alterar as regras nestes termos para a sociedade, sob o risco de inviabilizar o desenvolvimento efetivo da tecnologia para a maior parcela dos consumidores brasileiros. Seria uma medida de obstrução ao desenvolvimento da GDFV no Brasil, indo frontalmente de encontro aos princípios e objetivos mais fundamentais da REN 482/2012.



O ICMS é um dos principais fatores tributários de perda de competitividade e insegurança jurídica hoje presentes no mercado, gerando entraves significativos para a decisão de investimento de consumidores e representando uma barreira econômica e financeira ao desenvolvimento deste segmento no Brasil. O fato de algumas distribuidoras aplicarem o ICMS na TUSD e outras não, além da insegurança jurídica com relação à aplicação do benefício nas modalidades de geração compartilhada e múltiplas unidades consumidores, bem como a restrição da isenção tributária apenas a sistemas com potência até 1 MW, levam a uma perda de atratividade muito significativa que afeta as projeções de crescimento realizadas pela ANEEL, especialmente para projetos de minigeração distribuída. Não há garantia de que as isenções tributárias de ICMS sejam mantidas ao longo do horizonte analisado, uma vez que dependem de disponibilidade orçamentária dos governos estaduais, bem como da visão política das lideranças eleitas em cada região. A ABSOLAR recomenda que a análise da ANEEL parta do princípio conservador de que qualquer isenção de ICMS representa fator externo à análise em questão, por não haver garantia de sua aplicação ou permanência.

Com relação à aplicação do PIS/Cofins observa-se o mesmo problema relatado acima. Efetivamente, a isenção de PIS/Cofins prevista pelo art. 8º da Lei nº 13.169/2015 somente é aplicada sobre projetos de geração junto à carga e compensação na modalidade de autoconsumo remoto.



• Tarifa binômia: os cenários avaliados para a tarifação binômia se restringem a considerar parte da componente TUSD Fio B como parcela fixa. Tendo em vista que a alternativa sugerida para o Sistema de Compensação (Alternativa 5) contempla apenas a componente de energia da TE, entende-se que a tarifação binômia não terá influência sobre o Sistema de Compensação – o consumidor com GD apenas deixará de pagar uma componente de forma volumétrica para pagá-la de forma fixa.

Um cenário de tarifação binômia poderá influenciar na atratividade econômica dos projetos de geração distribuída, principalmente em projetos com alto fator de simultaneidade, como sistemas comerciais, industriais e até mesmo consumidores que não possuem área suficiente para suprir consideravelmente o consumo de energia elétrica (sistemas subdimensionados).

Estes sistemas, mesmo em casos nos quais é observada uma maior potência instalada, fazem menor uso da rede de distribuição e, portanto, seriam penalizados caso o pagamento ocorresse de forma binômia. Sendo assim, uma vez a discussão já prevista na Agenda Regulatória para o biênio 2019-2020, deve ser considerada na análise de impacto regulatório.

Neste sentido, ao contrário do considerado na análise previamente discutida na Audiência Pública Nº 01/2019, as planilhas utilizadas na AIR da presente consulta pública, tanto para microgeração local, quando para minigeração remota, não permitem sequer a simulação de cenários com tarifação binômia, ponto este que certamente impactará a fidedignidade das análises da agência. A ABSOLAR recomenda à ANEEL a simulação de cenários considerando a possibilidade de entrada da tarifação binômia no horizonte até 2035.



106. Na primeira versão desta AIR apresentou-se, sob a ótica do consumidor-produtor, um custo que o investidor em GD passaria a ter devido a variações mensais no consumo e na geração (implicando no faturamento pelo custo de disponibilidade). Com o novo modelo definido para o Sistema de Compensação (Alternativa 5) e a limitação de que a energia utilizada para a compensação do consumo se limita à energia consumida em determinado ciclo de faturamento, há um grande aumento das situações em que a energia injetada é integralmente utilizada no abatimento do consumo. Desse modo, o pagamento do custo de disponibilidade em 30% do tempo deixa de ser um custo para o consumidor (ou um benefício para o setor) na análise desta AIR.

Para correta análise do payback e da TIR dos sistemas de microgeração local e de minigeração remota são necessárias as apurações dos tributos incidentes sobre as tarifas pagas pelo consumidor final, tais como:

Consideração da tarifa com impostos para cálculo do custo de disponibilidade, tanto para as compensações locais, quanto para compensação remota (custo de disponibilidade pago pelas unidades consumidoras que recebem os créditos);

Consideração do valor da TUSDg com impostos para cálculo da demanda paga pelas usinas remotas.

Estes fatores influenciam consideravelmente nos resultados e devem ser contabilizados, de modo a corretamente simular a realidade dos consumidores e as operações financeiras proporcionadas pela GD.



5.2.2. Metodologia de cálculo do VPL

TEXTO/ANEEL COMENTÁRIO ABSOLAR

17. Segundo cálculos apresentados na Nota Técnica nº 188/2019-SGT/ANEEL, de 8/10/2019, em 2018, o Sistema de Compensação gerou um custo de R$ 329,77 para cada MWh de energia gerada por sistemas de micro e minigeração distribuída, com base nos processos tarifários de 2018, totalizando no ano passado o montante de R$ 205 milhões a serem repassados para os demais agentes e consumidores.

Os valores de impactos tarifários calculados pela SGT na Nota Técnica nº 188/2019-SGT/ANEEL, de 8/10/2019 são utilizados pela ANEEL na AIR, tanto para análise do VPL, quanto para cálculo de impacto tarifário, entretanto, deve-se analisar o disposto pela própria SGT na NT, adotada como referência pela ANEEL, sobre alguns temas:

Extrapolação dos resultados: a ANEEL utiliza os valores calculados estritamente para o ano de 2018 para realizar extrapolações de impacto tarifário até o ano de 2035, entretanto o próprio documento citado pela agência indica o aumento considerável da margem de erro na projeção destes dados em horizontes de longo prazo:

“12. O escopo de curto prazo baseado em processos já realizados (2018)

permite uma maior segurança sobre as variáveis consideradas. Para a

extrapolação das conclusões e resultados para um cenário de mais longo prazo

são necessárias projeções e estimativas de parâmetros, dificultando

sobremaneira o processo de estimação e inserindo considerável margem de

erro nos resultados. (grifo nosso) Como exemplo, cita-se a necessidade de

projeção de cada item da receita regulatória para todos os anos do período

analisado.” (grifo nosso).



Análise dos benefícios da GD: A ANEEL realiza as extrapolações de impacto tarifário sem levar em consideração os benefícios da geração distribuída na redução das tarifas de energia elétrica dos demais consumidores, o que resulta em uma avaliação desequilibrada do valor da GD para o setor elétrico, os consumidores e a sociedade brasileira. A própria SGT faz menção ao assunto na nota técnica, destacando explicitamente a incompletude de sua análise:

“25. Assim, o primeiro aspecto é avaliar quais itens são impactados pela

variação de mercado. Para tanto, adota-se uma visão de curto prazo em que

determinados custos não são variáveis no período de referência do processo

tarifário. Como já dito, não é objeto do presente estudo avaliar potenciais

benefícios que a mini e microgeração distribuída teria na postergação de

investimento, nos custos operacionais, nas perdas técnicas, dentre outros

aspectos. Parte-se do pressuposto que os custos atuais existem e somente

seriam alterados no longo prazo.” (grifo nosso).

A ABSOLAR entende que no período analisado pela ANEEL na AIR, os benefícios proporcionados pela GDFV são extremamente relevantes e precisam ser incorporados na análise. Adicionalmente, como existem parâmetros de eficiência utilizados nas revisões tarifárias, a maior penetração da GD poderia levar a uma diferença considerável no valor calculado para o horizonte de 15 anos analisado na AIR, em benefício dos consumidores, demonstrando ganhos da GD ao SEB e à sociedade.



152. Tal benefício foi considerado apenas para a GD local, de pequeno porte, em que a redução das perdas tem potencial de ocorrer para níveis moderados de penetração da GD. Para a GD remota, assumiu-se que esse benefício é nulo, em linha com a contribuição encaminhada pela EPE.

A ANEEL, por meio do PRODIST, instituiu em 2014 que o cálculo de perdas técnicas na rede de distribuição MT/BT deve ser realizado por meio de fluxo de potência. Com o apoio e expertise de uma consultoria especializada do setor elétrico e com base na própria metodologia da ANEEL, a ABSOLAR realizou simulações de perdas para diferentes níveis de penetração de GDFV (de 1 a 5%) utilizando dados do sistema de distribuição de um conjunto de diferentes concessionárias (GeoPerdas) e o software de código aberto Open Distribution System Simulator – OpenDSS, utilizado como referência para simulações computacionais no Brasil.

Em uma rede de distribuição radial, a curva de carga na entrada do alimentador depende, fundamentalmente, das curvas de carga e da magnitude de consumo de cada consumidor da rede. Nas redes de distribuição radiais, a GDFV representa pequenas fontes de corrente, alocadas ao longo do alimentador, diminuindo seu fluxo. A resposta do sistema face à entrada da GDFV se dá de forma diferente em função da configuração do alimentador, das curvas típicas dos consumidores, da localização da GDFV, entre outros fatores, dificultando a sua generalização.

Foram realizadas simulações considerando diferentes estudos de caso: alimentadores com perfis residenciais, comerciais, industriais e rurais. Para cada perfil de carga de alimentador, foram feitas sensibilidades variando o percentual de penetração da GDFV entre 1% e 5% e a inserção de GDFV em consumidores, principalmente residenciais e comerciais, em BT e MT.



Considerando todas as simulações e sensibilidades realizadas no estudo, os resultados apontam para uma redução de perdas de até 18,6% proporcionada pela GDFV. Com base na vasta gama de cenários avaliados, a ABSOLAR recomenda a adoção de um valor médio não inferior a 7,44% para a redução de perdas na distribuição. É importante observar que nas redes de MT e BT, a variação das perdas é muito sensível à:

Dependência da configuração do alimentador e da localização da subestação AT/MT;

Dependência da localização da GDFV; e

Dependência da curva de carga dos consumidores na região.

Desse modo, buscando otimizar e fomentar o aproveitamento dos benefícios de redução de perdas proporcionados pela GDFV, a ABSOLAR propõe à ANEEL avaliar formas complementares de incentivar os consumidores a instalarem seus sistemas de GDFV em pontos de maior interesse técnico para as redes.

Por exemplo, tais incentivos poderiam ser viabilizados com recursos já existentes para fins de melhoria de infraestrutura de distribuição, ou ainda via recursos dos programas de pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética da ANEEL voltados ao SEB. O acesso às informações detalhadas e pormenorizadas da infraestrutura de distribuição de BT e MT pelos agentes do SEB, de forma transparente e clara, também contribuiria para a avaliação de pontos de congestionamento que poderiam ser aliviados pela



GDFV, em benefício dos consumidores, distribuidoras e melhor operação do sistema. A ANEEL poderia estabelecer procedimentos para incentivar a alocação dos projetos de GDFV nestas localidades, em benefício da coletividade.

153. Para o cálculo da influência da GD na redução de perdas nos sistemas de transmissão, adotou-se o mesmo procedimento utilizado para a distribuição, alterando-se apenas o percentual de perdas técnicas para 5%, equivalente às perdas técnicas totais da Rede Básica. Tal benefício foi considerado tanto para a GD local quanto para a GD remota.

As perdas elétricas associadas ao transporte de energia elétrica no SIN, por meio da rede básica, são calculadas pela diferença entre a geração e o consumo total do SIN (medição física). O cálculo e a consideração de perdas no sistema elétrico e as respectivas alocações aos pontos de medição são tratados pelos Processos de Medição (física e contábil) de responsabilidade da CCEE. Os dados de energia elétrica são coletados nos pontos de medição, pela CCEE, por meio do Sistema de Coleta de Dados de Energia (SCDE). São absorvidas na proporção de 50% para os consumidores e 50% para os geradores participantes do rateio de perdas na Rede Básica.

Através do programa de fluxo de potência do ANAREDE é possível obter, também, as perdas do SIN dadas as condições de carga, geração e topologia do sistema definidas. Para simular as perdas evitadas na transmissão, a ABSOLAR em conjunto com uma consultoria especializada no setor elétrico, utilizou as seguintes premissas:

- Base de dados: Plano de Ampliações e Reforços na Rede de Transmissão do ONS;

- Avaliação no patamar de carga média de junho de 2015 e 2019;

- Inserção de geração fotovoltaica de 5%, 10% e 20%, em áreas do SIN, em relação a respectiva carga (MW) da área;



- Redução de geração ativa para compensar redução de carga dada a inserção da GDFV em Ilha conforme procedimento ONS;

- Mensuração das perdas elétricas utilizando o programa de fluxo de potência do ANAREDE;

Fonte: Thymos Energia e MC&E, 2019.



5.2.3. Variáveis determinísticas adotadas na AIR

Variável Unidade Valor Justificativa

Tamanho típico de um sistema solar fotovoltaico de

médio porte para compensação remota

kW e não kWp

399,8 kW

Conforme apresentado pela ABSOLAR em contribuição na AP ANEEL nº 01/2019, ressalta-se que a média aritmética entre todos sistemas de GDFV enquadrados na modalidade de compensação remota é de apenas 14,46 kW, sendo que, dentre os sistemas desta modalidade, 99% dos sistemas de GDFV estão efetivamente enquadrados como microgeração distribuída, representando um total de 20.802 sistemas que atendem 53.192 unidades consumidoras que recebem os créditos destes sistemas. Ou seja, quaisquer mudanças nas regras para a geração remota impactariam negativamente esta modalidade de compensação também no caso de unidades consumidoras em microgeração, diferentemente do que quantifica a AIR, quando somente considera a minigeração remota em sua avaliação de impactos ao mercado. Cabe ressaltar

Os resultados apontam uma redução de perdas técnicas médias da AT e RB de até 18% para o cenário base de 5% de penetração de GDFV no SIN. Dessa forma, avaliamos que a premissa da ANEEL seja demasiado conservadora ao propor apenas 5% de redução de perdas na transmissão, quando dados reais são trazidos para complementar esta análise. A análise da ABSOLAR fica à inteira disposição da ANEEL, para complementação técnica.




que a microgeração remota representa 80,2% de toda a potência instalada enquadrada em modalidades de compensação remota.

Em resumo, quaisquer alterações propostas pela ANEEL para as modalidades de compensação remota devem considerar os custos adicionais imputados a estas unidades consumidoras, também no âmbito da microgeração remota. Esse impacto é importante de ser mensurado, pois afetará justamente as unidades consumidoras que não possuem área local disponível para a instalação de sistema de GDFV, em linha com a finalidade primordial no momento da criação dos modelos de compensação remota, que buscava democratizar e ampliar as possibilidades de acesso à GD para a sociedade brasileira.

Desse modo, a ABSOLAR sugere uma alteração da metodologia de cálculo desta média, adotando-se as seguintes premissas:

1- Calcular a média do tamanho dos sistemas, utilizando todas as modalidades de compensação remota, de maneira a aumentar a representatividade da modalidade e avaliar, de forma mais justa, este universo de sistemas e de consumidores;

2- Considerar somente a GDFV na média, corroborando o cálculo utilizado na AIR, que considera benefícios e custos específicos desta fonte, evitando




distorções aos valores da planilha ocasionados pela incorporação de outras tecnologias na base de cálculos.

Realizando-se a média com as premissas sugeridas pela ABSOLAR, ou seja, média aritmética de todos os sistemas de minigeração solares fotovoltaicos de compensação remota (autoconsumo remoto e geração compartilhada), obteve-se o valor médio de 283,98 kW, apurado com base nos 212 sistemas solares fotovoltaicos atualmente disponíveis no SISGD da ANEEL.

Destaca-se que este valor proposto pela ABSOLAR está também mais alinhado ao proposto pela EPE em sua Nota Técnica DEA 016/2019 [8], na qual a entidade sugere uma potência típica de um sistema solar fotovoltaico para compensação remota de 320 kW.



5.2.4. Variáveis estocásticas adotadas na AIR.


Custo de instalação de um sistema solar fotovoltaico de

pequeno porte para compensação remota

R$/kWp Este valor deve ser atualizado de modo a contemplar o sistema de 283,98 kW, apurado com base nos sistemas solares fotovoltaicos atualmente disponíveis no SISGD da ANEEL, em linha com a proposta de ajuste da ABSOLAR.

Custo de capital de pessoa física para investimento em

microgeração com compensação local

% a.a. Pelo menos 7%

a.a.


Segundo dados do IBGE, o IPCA dos últimos 12 meses, apurado em outubro de 2019, foi de 2,54%. Entretanto, facilmente podem ser observados valores superiores nos anos precedentes. Dessa forma a ABSOLAR entende que o mais




adequado seria utilizar o valor de 5,8% a.a. para o índice IPCA, calculado com base na média dos valores apurados pelo IBGE desde 2015 (horizonte de análise com histórico de pelo menos 5 anos). Este valor deve ser somado ao custo de capital real para fins de cálculo de payback e para avaliação da taxa de adesão dos consumidores à GDFV, trazendo uma avaliação mais realista do desenvolvimento futuro do segmento.

Custo de capital de pessoa jurídica para investimento

em minigeração com compensação remota

% a.a. Pelo menos 12%

a.a.


Segundo dados do IBGE, o IPCA dos últimos 12 meses, apurado em outubro de 2019, foi de 2,54%. Entretanto, facilmente podem ser observados valores superiores nos anos precedentes. Dessa forma a ABSOLAR entende que o mais adequado seria utilizar o valor de 5,8% a.a. para o índice IPCA, calculado com base na média dos valores apurados pelo IBGE desde 2015 (horizonte de




análise com histórico de pelo menos 5 anos). Este valor deve ser somado ao custo de capital real para fins de cálculo de payback e para avaliação da taxa de adesão dos consumidores à GDFV, trazendo uma avaliação mais realista do desenvolvimento futuro do segmento.

Custo com contratação de seguros para minigeração

remota

% do CAPEX

a.a. 0,75

Nos sistemas de minigeração remota deve ser incorporado ao valor total do projeto o custo anual de contratação de seguros das centrais geradoras, custos estes importantes para compor o preço total dos ativos a serem desenvolvidos, recursos a serem investidos e investimentos a serem recuperados pelos empreendedores dos sistemas de minigeração remota.



6. Contribuições à minuta de aprimoramento da REN 482/2012

TEXTO/ANEEL TEXTO PROPOSTO ABSOLAR JUSTIFICATIVA ABSOLAR

Art. 2º

I - microgeração distribuída: central geradora de energia elétrica, com potência instalada menor ou igual a 75 kW e que utilize cogeração qualificada, conforme regulamentação da ANEEL, ou fontes renováveis de energia elétrica, conectada na rede de distribuição por meio de instalações de unidades consumidoras;

Art. 2º

I - microgeração distribuída: central geradora de energia elétrica, podendo ser complementada com sistema de armazenamento, com potência instalada menor ou igual a 75 kW e que utilize cogeração qualificada, conforme regulamentação da ANEEL, ou fontes renováveis de energia elétrica, conectada na rede de distribuição por meio de instalações de unidades consumidoras, inclusive as enquadradas no Art. 100 da Resolução Normativa nº 414, de 9 de setembro de 2010, neste caso com potência instalada até 112,5 kW;

Diversas tecnologias têm impulsionado o consumidor a fazer gestão de seu consumo de energia elétrica, otimizando tal consumo e buscando alternativas de eficiência energética. As tecnologias de armazenamentos por meio de baterias, ou a partir de outras soluções, têm se apresentado como novas alternativas para o consumidor realizar esta gestão.

Os motivos para o uso de sistemas de armazenamento são variados e incluem diversos fatores, tais como: assegurar qualidade no fornecimento, evitar o consumo de eletricidade da rede em horários com tarifação de ponta, melhor aproveitamento da energia elétrica proveniente de sistemas de geração distribuída, entre outros.

No Brasil, já existem vários projetos de armazenamento de energia elétrica em operação, não somente oriundos de iniciativas de P&D, mas também projetos descentralizados conectados à rede, operados por consumidores comerciais, industriais e até residenciais.

Estes sistemas atualmente se encontram em uma situação de “lacuna regulatória”, pois as principais resoluções normativas e procedimentos da ANEEL ainda não preveem, de forma clara e estruturada, regras para a incorporação de sistemas de armazenamento de energia elétrica junto a unidades



consumidoras e conectados à rede de distribuição. Desse modo, a proposta em questão busca incorporar, com objetividade, esclarecimentos sobre a possibilidade de aplicação de sistemas de armazenamento em conjunto com unidades de microgeração e minigeração distribuída (vide recomendação textual do item seguinte).

As propostas de modernização do setor elétrico, com precificação mais adequada e realista, podem contribuir para impulsionar o uso de armazenamento de energia elétrica por meio de baterias por parte dos consumidores, em especial quando da implementação de sinais de preço horários e locacionais.

A tecnologia já existe no Brasil e está sendo aplicada, porém permanece pouco desenvolvida e muito aquém de suas positivas potencialidades para a matriz elétrica brasileira. O mercado avalia que há falta de regulamentação e clareza para tais investimentos. Adicionalmente, há ainda uma oneração tributária excessiva sobre os equipamentos de armazenamento, chegando a aproximadamente 80% de todo o CAPEX destes componentes, prejudicando a viabilidade econômico-financeira desta solução.

Com relação à inclusão da referência ao consumidor enquadrado no Art. 100 da REN 414/2010, a ABSOLAR considera fundamental que haja um esclarecimento sobre o tema diretamente na definição de microgeração. Tendo em vista que é permitida a instalação de sistemas de microgeração distribuída para aqueles consumidores que



optaram pelo faturamento no Grupo B, é fundamental o esclarecimento em relação a este ponto, prevendo sua possibilidade no âmbito das disposições preliminares da redação.

Art. 2º

II - minigeração distribuída: central geradora de energia elétrica, com potência instalada superior a 75 kW e menor ou igual a 5MW e que utilize cogeração qualificada, conforme regulamentação da ANEEL, ou fontes renováveis de energia elétrica, conectada na rede de distribuição por meio de instalações de unidades consumidoras;

Art. 2º

II - minigeração distribuída: central geradora de energia elétrica, podendo ser complementada com sistema de armazenamento, com potência instalada superior a 75 kW e menor ou igual a 5 MW e que utilize cogeração qualificada, conforme regulamentação da ANEEL, ou fontes renováveis de energia elétrica, conectada na rede de distribuição por meio de instalações de unidades consumidoras;

Conforme justificativa do item anterior, esclarecendo a possibilidade de incorporação de sistema de armazenamento de energia elétrica junto à minigeração distribuída.

Art. 2º

VII – geração compartilhada: caracterizada pela reunião de consumidores, por meio de consórcio, cooperativa ou condomínio voluntário, composta por pessoas físicas ou jurídicas, que possuam unidade consumidora com microgeração ou minigeração distribuída em local diferente das unidades consumidoras

Art. 2º

VII – geração compartilhada: caracterizada pela reunião de consumidores, por meio de consórcio, cooperativa, condomínio voluntário, ou qualquer outra forma associativa prevista no direito brasileiro, composta por pessoas físicas ou jurídicas, que possuam unidade consumidora com microgeração ou minigeração distribuída em local

Primeiramente, a ABSOLAR apoia a evolução textual proposta pela ANEEL, que prevê a remoção da restrição de que as modalidades de geração remota ocorram na mesma área de concessão.

Da forma como foi inserido no texto proposto, o condomínio voluntário será uma das maneiras de se compartilhar créditos de energia elétrica com unidades consumidoras de diferentes titulares. Significa dizer que o interessado em investir em geração compartilhada deverá optar, tendo em vista o seu modelo de negócio, se prefere constituir uma cooperativa, um



que receberão excedentes de energia;

diferente das unidades consumidoras que receberão excedentes de energia;

consórcio, ou um condomínio voluntário. Este último será regido pelas regras impostas no seu ato constitutivo conhecido como convenção de condomínio.

Em resumo, as regras da regulação aplicadas às cooperativas e aos consórcios também serão aplicadas aos condomínios, salvo melhor juízo.

Necessário lembrar que o condomínio pressupõe propriedade, motivo pelo qual, os participantes do condomínio são proprietários de fração ideal de um bem, e não meros possuidores, mas que podem negociar as suas frações ideais, na hipótese de os demais autorizarem.

Se a ideia da ANEEL era estabelecer que os beneficiários dos créditos produzidos pelo sistema de microgeração ou minigeração distribuída se reunissem em prol de um objetivo comum e fizessem parte de um mesmo ente, mais adequado seria permitir que qualquer forma associativa do Direito Brasileiro sirva para tal fim, tais como SPE ou S.A., não havendo necessidade de limitar sua caracterização a apenas três formas. Desse modo, recomendamos um ajuste de redação capaz de abranger demais formatos associativos do Brasil, de modo a abarcar mais opções de interesse da sociedade e dos consumidores.



Art. 2º

X – excedente de energia: diferença positiva entre a energia injetada e a consumida por unidade consumidora com microgeração ou minigeração distribuída apurada por posto tarifário a cada ciclo de faturamento, exceto para o caso de empreendimentos de múltiplas unidades consumidoras, em que o excedente de energia pode ser toda a energia gerada ou a injetada na rede de distribuição, à critério do consumidor;

Art. 2º

X – excedente de energia: diferença positiva entre a energia injetada e a consumida por unidade consumidora com microgeração ou minigeração distribuída apurada por posto tarifário a cada ciclo de faturamento, exceto para o caso de autoconsumo remoto, geração compartilhada e empreendimentos de múltiplas unidades consumidoras, em que o excedente de energia pode ser toda a energia gerada ou a injetada na rede de distribuição, à critério do consumidor.

A ABSOLAR recomenda a inclusão das modalidades de autoconsumo remoto e geração compartilhada nas exceções nas quais a energia injetada seria caracterizada como excedente, uma vez que não há razões técnicas ou regulatórias para manter a exceção apenas para empreendimentos com múltiplas unidades consumidoras.

O mesmo racional pode ser aplicado às modalidades de autoconsumo remoto e geração compartilhada, trazendo isonomia de tratamento a estas opções, por vezes mais adequadas para o projeto em questão do que a de empreendimentos com múltiplas unidades consumidoras.

Esta inclusão permitirá melhor gerenciamento dos excedentes, fortalecendo a liberdade de escolha por parte dos consumidores e empreendedores.

[ITEM NOVO] Art. 2º

XII – Sistema de armazenamento: sistema voltado ao armazenamento de energia elétrica, cujas finalidades podem incluir o fornecimento de energia elétrica, a gestão energética e a prestação de serviços ancilares.

A inserção do item XII no Artigo 2º busca estabelecer a definição e as finalidades dos sistemas de armazenamento de energia elétrica mencionados nos itens I e II deste mesmo Artigo 2º, esclarecendo a possibilidade de que os sistemas de microgeração e minigeração distribuída incorporem sistema de armazenamento de energia elétrica no âmbito da REN 482/2012.

A proposta está alinhada com boas práticas regulatórias internacionais já aplicadas em dezenas de países do mundo (exemplos: EUA, Alemanha, Japão, Austrália, entre outros) e busca modernizar a regulamentação brasileira, trazendo maior clareza, transparência e respaldo para investimentos



em novas soluções tecnológicas de armazenamento junto aos consumidores de baixa e média tensão.

Os sistemas de armazenamento de energia elétrica agregam diversos serviços e benefícios valiosos para o setor elétrico e sua incorporação junto aos consumidores permite um ganho sinérgico com relação aos benefícios proporcionados pela geração distribuída, amplificando os atributos técnicos, elétricos e energéticos proporcionados por ambas as tecnologias.

[ITEM NOVO] Art 3º

§3º A distribuidora que efetuar revisões nas normas técnicas de que trata o caput deverá submeter as alterações a consulta pública por pelo menos 30 (trinta) dias corridos e conceder prazo mínimo de 180 (cento e oitenta) dias corridos para entrada em vigor das respectivas alterações, sendo as mudanças aplicáveis apenas a novas solicitações de acesso realizadas após a entrada em vigor das alterações.

A alteração proposta busca solucionar os problemas identificados pelo mercado e pelo setor, decorrentes das constantes e intempestivas revisões dos padrões e normas técnicas das distribuidoras, que são publicadas e entram em vigor imediatamente, sem interlocução prévia com o mercado. Tal procedimento tem prejudicando sobremaneira as solicitações de acesso que estão em andamento, bem como os consumidores que desenvolveram seus projetos baseando-se nas versões prévias das referidas normas.

Além disso, por vezes, as revisões propostas para as normas técnicas impõem exigências desproporcionais à conexão de sistemas de microgeração e minigeração distribuída, sem que haja devida fundamentação técnica.

Portanto, é fundamental que a distribuidora siga procedimentos de diálogo com os demais agentes, por meio de divulgação prévia das propostas, recebimento e incorporação de contribuições e melhorias e informação antecipada aos consumidores (já previstos na REN



414/2010), com prazos adequados de adaptação antes da mudança das normas em vigência.

[ITEM NOVO] Art 3º

§4º O descumprimento de prazos e de obrigações previstas na Seção 3.7 do Módulo 3 do PRODIST sujeitará a distribuidora à aplicação de multa, na forma da Seção III da Resolução Normativa nº 846/2019, sendo considerada cada infração individualizada, por solicitação de acesso em que seja constatada a ocorrência, sem a possibilidade de conversão em advertência.

A ABSOLAR tem acompanhado com preocupação o crescente número de reclamações de consumidores e empreendedores quanto ao descumprimento recorrente e crônico de prazos por parte das distribuidoras.

Segundo levantamento recente da Ouvidoria da ABSOLAR, encaminhado à ANEEL por meio do Relatório da Ouvidoria da ABSOLAR nº 005/2019, 73% das denúncias referem-se ao descumprimento de prazos, principais irregularidades identificadas atualmente pelo mercado.

É obrigação da concessionária de distribuição cumprir os prazos disciplinados pela ANEEL na prestação dos serviços da concessão. Desse modo, faz-se necessária a caraterização de penalidades, quando do descumprimento dos prazos previstos em regulamentação. A medida contribuirá para coibir o desrespeito aos mesmos e sinalizar, com clareza, a gravidade de sua extrapolação. Ademais, as penalidades devem ser estabelecidas de forma individualizada, para cada ocorrência, não por bloco, de modo a estimular as melhores práticas no atendimento aos consumidores.

Art. 4º

§4º-A A minigeração distribuída deve ser conectada à rede por meio de unidade consumidora do grupo A, nos

Art. 4º

§4º-A A minigeração distribuída deve ser conectada à rede por meio de unidade consumidora do grupo A, nos

O conceito de microgeração e minigeração distribuída deve seguir, a critério do consumidor, a sua opção de faturamento, a partir das faixas de potência adequadas para cada caso e levando em consideração a possibilidade de opção por



termos da Resolução Normativa nº 414, de 9 de setembro de 2010, não cabendo a opção por faturamento com aplicação da tarifa do grupo B.

termos da Resolução Normativa nº 414, de 9 de setembro de 2010, não cabendo a opção por faturamento com aplicação da tarifa do grupo B.

faturamento com aplicação da tarifa do grupo B. Não se verifica justificativa técnica cabível para mudança.

Art. 4º

(...)

§4º-B Para unidades consumidoras com minigeração distribuída, o Contrato de Uso do Sistema de Distribuição – CUSD deve contemplar os valores de MUSD – Montante de Uso do Sistema de Distribuição contratados para cada posto tarifário referentes à unidade consumidora conforme opção da modalidade tarifária e o valor de MUSD contratado referente à central geradora, seguindo a regra de faturamento de demanda da Seção 3.7 do Módulo 3 do PRODIST, em que:

(...)

[ITEM NOVO]

Art. 4º

(...)

§4º-B Para unidades consumidoras com minigeração distribuída, o Contrato de Uso do Sistema de Distribuição – CUSD deve contemplar os valores de MUSD – Montante de Uso do Sistema de Distribuição contratados para cada posto tarifário referentes à unidade consumidora conforme opção da modalidade tarifária e o valor de MUSD contratado referente à central geradora, seguindo a regra de faturamento de demanda da Seção 3.7 do Módulo 3 do PRODIST, em que:

III – A Tarifa aplicável ao MUSD contratado para a central geradora será equivalente a 50% (cinquenta por cento) do valor da TUSD aplicável a geradores, conforme o respectivo nível de tensão (TUSD Fio B).

Proposta justificada conforme racional descrito detalhadamente no “Capítulo 2 – Proposta da ABSOLAR para aprimoramento da REN 482/2012” e no “Capítulo 3 – Fundamentação Técnica” deste documento.



[ITEM NOVO] Art. 5º-A Será permitida a conexão à rede de sistema de armazenamento, por meio de instalações de unidades consumidoras, diretamente acoplado ou não ao sistema de microgeração ou minigeração distribuída.

§1º No caso de sistema de armazenamento com finalidade exclusiva de gestão interna de demanda elétrica, sem injeção de energia elétrica na rede, este será dispensado dos procedimentos previstos nos Artigos 3, 4 e 5, permanecendo sujeito ao cumprimento dos requisitos técnicos mínimos de projeto definidos na Seção 3.7 do Módulo 3 do PRODIST.

Diversas tecnologias têm impulsionado o consumidor a fazer gestão de seu consumo de energia elétrica, otimizando tal consumo e buscando alternativas de eficiência energética. As tecnologias de armazenamentos por meio de baterias, ou a partir de outras soluções, têm se apresentado como novas alternativas para o consumidor realizar esta gestão.

Os motivos para o uso de sistemas de armazenamento são variados e incluem diversos fatores, tais como: assegurar qualidade no fornecimento, evitar o consumo de eletricidade da rede em horários com tarifação de ponta, melhor aproveitamento da energia elétrica proveniente de sistemas de geração distribuída, entre outros.

No Brasil, já existem vários projetos de armazenamento de energia elétrica em operação, não somente oriundos de iniciativas de P&D, mas também projetos descentralizados conectados à rede, operados por consumidores comerciais, industriais e até residenciais.

Estes sistemas atualmente se encontram em uma situação de “lacuna regulatória”, pois as principais resoluções normativas e procedimentos da ANEEL ainda não preveem, de forma clara e estruturada, regras para a incorporação de sistemas de armazenamento de energia elétrica junto a unidades consumidoras e conectados à rede de distribuição. Desse modo, a proposta em questão busca incorporar, com objetividade, esclarecimentos sobre a possibilidade de aplicação de sistemas de armazenamento em unidades consumidoras com sistema de microgeração e minigeração



distribuída, mesmo quando o sistema de armazenamento não estiver diretamente conectado ao sistema de microgeração ou minigeração distribuída, confirguração possível para algumas das aplicações da tecnologia, bem como dependendo das necessidades internas da unidade consumidora.

As propostas de modernização do setor elétrico, com precificação mais adequada e realista, podem contribuir para impulsionar o uso de armazenamento de energia elétrica por meio de baterias por parte dos consumidores, em especial quando da implementação de sinais de preço horários e locacionais.

A tecnologia já existe no Brasil e está sendo aplicada, porém permanece pouco desenvolvida e muito aquém de suas positivas potencialidades para a matriz elétrica brasileira. O mercado avalia que há falta de regulamentação e clareza para tais investimentos. Adicionalmente, há ainda uma oneração tributária excessiva sobre os equipamentos de armazenamento, chegando a aproximadamente 80% de todo o CAPEX destes componentes, prejudicando a viabilidade econômico-financeira desta solução.

Esta proposta está alinhada com boas práticas regulatórias internacionais já aplicadas em dezenas de países do mundo (exemplos: EUA, Alemanha, Japão, Austrália, entre outros) e busca modernizar a regulamentação brasileira, trazendo maior clareza, transparência e respaldo para investimentos



em novas soluções tecnológicas de armazenamento junto aos consumidores de baixa e média tensão.

Os sistemas de armazenamento de energia elétrica agregam diversos serviços e benefícios valiosos para o setor elétrico e sua incorporação junto aos consumidores permite um ganho sinérgico com relação aos benefícios proporcionados pela geração distribuída, amplificando os atributos técnicos, elétricos e energéticos proporcionados por ambas as tecnologias.

Art. 7º A cada ciclo de faturamento, para cada posto tarifário, a distribuidora deve apurar o montante de energia ativa consumido e o montante de energia ativa injetado na rede pela unidade consumidora com microgeração ou minigeração distribuída.

Art. 7º A cada ciclo de faturamento, para cada posto tarifário, a distribuidora deve apurar o montante de energia ativa consumido e o montante de energia ativa injetado na rede pela unidade consumidora com microgeração ou minigeração distribuída, sendo vedada a utilização dos excedentes de energia para o abatimento do custo de disponibilidade.

(...)

§7º No faturamento de unidade consumidora integrante do sistema de compensação de energia elétrica, quando o crédito de energia elétrica acumulado em ciclos de faturamento anteriores for utilizado para

A utilização dos créditos de energia elétrica para abatimento do custo de disponibilidade para os clientes do grupo B caracteriza uma apropriação em duplicidade, levando a uma apropriação indevida dos créditos de energia elétrica, em desfavor dos consumidores com geração distribuída.

A cobrança do custo de disponibilidade é obrigatória e devidamente remunerada por cada uma das unidades consumidoras participantes do sistema de compensação de energia elétrica, em cada ciclo de faturamento. Tal custo não deixará de ser remunerado à distribuidora, mesmo se a geração de energia elétrica for igual ou superior à energia elétrica consumida no respectivo ciclo.

A redação proposta pela ABSOLAR soluciona, de forma simples e abrangente, a atual compensação indevida dos créditos de energia elétrica sobre o custo de disponibilidade.



compensar o consumo, não se deve debitar do saldo atual o montante de energia elétrica referente ao custo de disponibilidade aplicado às unidades consumidoras do grupo B, devendo ser observado o disposto na equação a seguir:

ICCDCA )(

Onde: CA = créditos acumulados (kWh), sendo que para qualquer valor de CA < 0, tratar CA como igual a zero. CD = custo de disponibilidade (kWh) C = consumo mensal de energia elétrica ativa (kWh) I = energia elétrica gerada e injetada na rede (kWh)

Adicionalmente, a ABSOLAR recomenda a utilização da fórmula abaixo, que elimina qualquer interpretação equivocada sobre a cobrança dos créditos e soluciona, de forma abrangente, a atual compensação indevida de créditos de energia elétrica sobre o custo de disponibilidade:

ICCDCA )(

Onde:

CA = créditos acumulados (kWh)

CD = custo de disponibilidade (kWh)

C = consumo mensal de energia elétrica ativa (kWh)

I = energia elétrica gerada e injetada na rede (kWh)

Exemplos de cálculos de créditos acumulados (CA) para uma unidade consumidora trifásica (CD = 100 kWh) com consumo de 500 kWh/mês (C = 500 kWh), em diferentes situações de injeção de energia na rede de distribuição:

(i) nenhuma injeção de energia na rede de distribuição (I = 0 kWh);

(ii) injeção de 250 kWh na rede de distribuição (I = 250 kWh);

(iii) injeção de 500 kWh na rede de distribuição (I = 500 kWh);



(iv) injeção de 750 kWh na rede de distribuição (I = 750

kWh).

Em vermelho, o cálculo como acontece atualmente e em verde, como propõe a ABSOLAR, para solucionar a atual apropriação indevida de valor que ocorre no âmbito do custo de disponibilidade.

Caso C I CD CA Energia a pagar

(i) 500 0 100 0 500

(ii) 500 250 100 0 250

(iii) 500 500 100 0 100

(iii) 500 500 100 100 100

(iv) 500 750 100 250 100

(iv) 500 750 100 350 100

Nota: valores em kWh.

Conforme pode ser observado pela tabela acima, quando a unidade consumidora consome 500 kWh e injeta 500 kWh em um dado mês, tal consumidor continua pagando o custo de disponibilidade, o que é correto. No entanto, pelo modelo de compensação atual, o consumidor também tem descontado de seus créditos de energia elétrica os 500 kWh injetados na rede, neles inclusos a parcela referente ao custo de disponibilidade. Isso gera um prejuízo direto ao consumidor, dado que ele irá arcar com os custos dos 100 kWh do custo



de disponibilidade (UC trifásica) e perderá, simultaneamente, 100 kWh dos créditos de eletricidade que injetou na rede.

Art. 7º

§1º O excedente de energia de um posto tarifário deve ser inicialmente alocado para outros postos tarifários da mesma unidade consumidora que gerou a energia e, posteriormente, para uma ou mais das opções a seguir:

I – a mesma unidade consumidora que injetou a energia, para serem utilizados em ciclos de faturamento subsequentes, transformando-se em créditos de energia;

II – outras unidades consumidoras do mesmo titular atendidas pela mesma distribuidora;

III – outras unidades consumidoras localizadas no empreendimento de múltiplas unidades que injetou a energia; ou

IV – unidades consumidoras de titular integrante de geração compartilhada atendidas pela mesma distribuidora.

Art. 7º

§1º O excedente de energia será alocado entre as unidades consumidoras e postos tarifários conforme priorização indicada pelo titular da unidade consumidora onde se encontra instalada a microgeração ou a minigeração distribuída.

1º O excedente de energia de um posto tarifário deve ser inicialmente alocado para outros postos tarifários da mesma unidade consumidora que gerou a energia e, posteriormente, para uma ou mais das opções a seguir:

I – a mesma unidade consumidora que injetou a energia, para serem utilizados em ciclos de faturamento subsequentes, transformando-se em créditos de energia;

II – outras unidades consumidoras do mesmo titular atendidas pela mesma distribuidora;

A alocação dos créditos entre as diferentes unidades consumidoras beneficiárias de uma central geradora deve seguir a ordem de preferência conforme definido pelo titular da unidade consumidora (UC) onde se encontra instalada a microgeração ou a minigeração distribuída. Isso inclui definir se a alocação deve ou não ser prioritária na própria UC onde a energia é produzida, igualando o critério entre todas as modalidades de compensação remota conforme regra vigente para empreendimento com múltiplas unidades consumidoras.

Similarmente, a alocação entre postos tarifários deve seguir a preferência definida pelo titular da UC onde se encontra instalada a microgeração ou a minigeração distribuída, o que é especialmente crítico em situações em que haja mais de 2 postos tarifários (por exemplo, tarifa branca ou horário reservado). Dessa forma, se garante a devida transparência e previsibilidade aos consumidores em relação à alocação dos créditos gerados.



III – outras unidades consumidoras localizadas no empreendimento de múltiplas unidades que injetou a energia; ou

IV – unidades consumidoras de titular integrante de geração compartilhada atendidas pela mesma distribuidora.

Art. 7º

§3º O titular da unidade consumidora onde se encontra instalada a microgeração ou a minigeração distribuída pode solicitar alteração dos percentuais ou da ordem de utilização dos excedentes de energia de que trata o §2º junto à distribuidora, com antecedência mínima de 60 (sessenta) dias de sua aplicação e, para o caso de empreendimento com múltiplas unidades consumidoras ou geração compartilhada, acompanhada da cópia de instrumento jurídico que comprove a participação dos integrantes.

Art. 7º

§3º O titular da unidade consumidora onde se encontra instalada a microgeração ou a minigeração distribuída pode solicitar alteração dos percentuais ou da ordem de utilização dos excedentes de energia de que trata o §2º junto à distribuidora, com antecedência mínima de 60 (sessenta) dias de sua aplicação e, para o caso de empreendimento com múltiplas unidades consumidoras ou geração compartilhada, acompanhada da cópia de instrumento jurídico que comprove a participação dos integrantes até 7 (sete) dias corridos antes da data programada para a leitura da medição da unidade consumidora onde se encontra a central geradora, devendo a distribuidora incorporar esta solicitação em seu respectivo sistema

A alteração dos percentuais ou da ordem de utilização dos excedentes com antecedência mínima de sessenta dias representa um prazo demasiadamente elevado, considerando que:

O procedimento não é novo (as modalidades foram criadas em 2015);

As atividades de um departamento de faturamento por ofício contábil são abarcadas dentro do período de faturamento;

As datas de leitura da microgeração e minigeração são de prévio conhecimento do agente gerador;

A alteração é feita em sistema contábil automatizado e pode ser automaticamente percebida no controle contábil das concessionárias que primam pela qualidade do bem público a elas cedido pela União;

A eficiência econômica e financeira é uma das obrigações estabelecida no contrato de concessão assinado por todas as distribuidoras.



de faturamento e contabilização, para aplicação dos novos percentuais a partir do próximo ciclo de faturamento.

I - Para o caso de empreendimento com múltiplas unidades consumidoras ou geração compartilhada, a solicitação a que se refere o caput deste parágrafo deverá ser acompanhada da cópia de instrumento jurídico que comprove a participação dos integrantes, conforme previsto no instrumento de criação da forma associativa definida no inciso II do Art. 2.

II – Fica vedada à distribuidora exigir qualquer outro documento além daqueles previstos no instrumento de que trata o inciso I deste parágrafo.

Assim, para que a distribuidora tenha tempo de operacionalizar para o próximo ciclo de faturamento as alterações solicitadas, a ABSOLAR recomenda que o pedido seja feito pelo menos 7 dias antes da data programada para a leitura.

Art. 7º-A No faturamento das unidades consumidoras participantes do Sistema de Compensação, a cada posto tarifário, a TE Energia, definida pelo Submódulo 7.1 do PRORET, incide somente sobre a diferença positiva entre o montante consumido e a soma da energia injetada, do excedente de energia e do crédito de energia.

Art. 7º-A A partir de 1º de janeiro de 2030, Nno faturamento das unidades consumidoras participantes do Sistema de Compensação, a cada posto tarifário, a TE Energia todas as componentes tarifárias definidas pelo Submódulo 7.1 do PRORET, incidem somente sobre a diferença positiva entre o montante consumido e a soma da energia injetada, do excedente de




energia e do crédito de energia., salvo 50% (cinquenta por cento) da TUSD Fio B.

Art. 7º-A

§3º As demais componentes tarifárias definidas no Submódulo 7.1 do PRORET incidem sobre toda a energia consumida, observando eventuais descontos aos quais a unidade consumidora tiver direito.

Art. 7º-A

§3º As demais componentes tarifárias definidas no Submódulo 7.1 do PRORET incidem sobre toda a energia consumida, observando eventuais descontos aos quais a unidade consumidora tiver direito.


Art. 7º-B Os créditos de energia expiram em 60 (sessenta) meses após a data do faturamento em que foram gerados, e serão revertidos em prol da modicidade tarifária sem que o consumidor faça jus a qualquer forma de compensação após esse prazo.

Parágrafo único. Eventuais créditos de energia existentes no momento do encerramento da relação contratual do consumidor devem ser mantidos em nome do titular pelo prazo estabelecido no caput, exceto se houver outra unidade consumidora sob mesma titularidade atendida pela mesma distribuidora, sendo permitida, nesse caso, a realocação dos créditos de energia restantes.

Art. 7º-B Os créditos de energia não expiram, podendo ser utilizados para compensação em um momento futuro; em 60 (sessenta) meses após a data do faturamento em que foram gerados, e serão revertidos em prol da modicidade tarifária sem que o consumidor faça jus a qualquer forma de compensação após esse prazo.

Parágrafo único. Eventuais créditos de energia existentes no momento do encerramento da relação contratual do consumidor devem ser mantidos em nome do titular pelo prazo estabelecido no caput por prazo indefinido, exceto se houver outra unidade consumidora sob mesma titularidade dentro de uma mesma

Os investimentos em um sistema de microgeração e minigeração são de origem privada e não podem ser apropriados pela modicidade tarifária, como se fossem de origem pública. Não é papel de investidores privados subsidiar a modicidade tarifária com investimentos próprios.

A ABSOLAR sugere que a ANEEL trate os créditos de energia elétrica do SCEE com o mesmo tipo de portabilidade utilizada pela ANATEL para créditos de telefonia móvel: os créditos de energia elétrica não serão perdidos.

Permitir a possibilidade de compartilhamento de créditos entre unidades consumidoras de diferentes áreas de concessão na mesma Unidade da Federação (UF), com o intuito de destravar esta barreira regulatória para maior adesão de consumidores ao SCEE pela REN 482/2012. Este aspecto é especialmente relevante para que o poder público estadual e consumidores presentes em diferentes regiões de uma mesma UF possam participar do SCEE e, dessa forma,



Unidade Federativa atendida pela mesma distribuidora, sendo permitida, nesse caso, a realocação dos créditos de energia restantes.

atender às premissas que norteiam a REN 482/2012 e o SCEE para a geração distribuída. É válido notar que já existe a possibilidade de intercâmbio elétrico entre as distribuidoras no arcabouço regulatório.

Art. 7º-D Até 31 de dezembro de 2030, não se aplicam as disposições do §4º-B do art. 4º e do §3º do art. 7º-A para as unidades consumidoras com microgeração ou minigeração distribuída conectadas até a data de publicação desta Resolução.

Art. 7º-D Até 31 de dezembro de 2030 2045, não se aplicam as disposições do §4º-B do art. 4º e do §3º do caput do art. 7º-A art. 7º-A para as unidades consumidoras com microgeração ou minigeração distribuída conectadas até a data de publicação desta Resolução.

Para os sistemas conectados antes da entrada em vigor da nova resolução, a Alternativa 0 deverá ser mantida por pelo menos 25 anos. Esta diretriz é imprescindível aos consumidores, empreendedores, e investidores, sendo um aspecto de relevância absolutamente crítica para a credibilidade do mercado e para evitar riscos reais de judicialização.


Art. 7º-D

§2º As disposições deste artigo também se aplicam aos empreendimentos que tenham protocolado, até a data de publicação desta Resolução, solicitação de acesso contendo todos os documentos listados na Seção 3.7 do Módulo 3 do PRODIST.

Art. 7º-D

§2º As disposições deste artigo também se aplicam aos empreendimentos que tenham protocolado, até a data de publicação desta Resolução, solicitação de acesso contendo todos os documentos listados na Seção 3.7 do Módulo 3 do PRODIST.: I - aos empreendimentos em que o uso dos créditos de energia elétrica se der na mesma unidade consumidora que injetou a energia elétrica e aos




empreendimentos de autoconsumo remoto que tenham protocolado, até 31 de dezembro de 2020, solicitação de acesso contendo todos os documentos listados na Seção 3.7 do Módulo 3 do PRODIST; e II – aos empreendimentos de geração compartilhada e aos empreendimentos com múltiplas unidades consumidoras que protocolarem suas solicitações de acesso contendo todos os documentos listados na Seção 3.7 do Módulo 3 do PRODIST até 31 de dezembro de 2024. §3º Para os empreendimentos em que o uso dos créditos de energia elétrica se der na mesma unidade consumidora que injetou a energia elétrica e para os empreendimentos de autoconsumo remoto que protocolarem suas solicitações de acesso contendo todos os documentos listados na Seção 3.7 do Módulo 3 do PRODIST após 31 de dezembro de 2020 e até 31 de dezembro de 2030, no faturamento das unidades consumidoras participantes do Sistema de



Compensação de Energia Elétrica, a cada posto tarifário, todas as componentes tarifárias definidas pelo Submódulo 7.1 do PRORET incidem somente sobre a diferença positiva entre o montante consumido e a soma da energia injetada, do excedente de energia e do crédito de energia, salvo: I – Entre 1º de janeiro de 2021 e 31 de dezembro de 2021: 5% (cinco por cento) da TUSD Fio B; II – Entre 1º de janeiro de 2022 e 31 de dezembro de 2022: 10% (dez por cento) da TUSD Fio B; III – Entre 1º de janeiro de 2023 e 31 de dezembro de 2023: 15% (quinze por cento) da TUSD Fio B; IV – Entre 1º de janeiro de 2024 e 31 de dezembro de 2024: 20% (vinte por cento) da TUSD Fio B; V – Entre 1º de janeiro de 2025 e 31 de dezembro de 2025: 25% (vinte e cinco por cento) da TUSD Fio B;



VI – Entre 1º de janeiro de 2026 e 31 de dezembro de 2026: 30% (trinta por cento) da TUSD Fio B; VII – Entre 1º de janeiro de 2027 e 31 de dezembro de 2027: 35% (trinta e cinco por cento) da TUSD Fio B; VIII – Entre 1º de janeiro de 2028 e 31 de dezembro de 2028: 40% (quarenta por cento) da TUSD Fio B; e IX – Entre 1º de janeiro de 2029 e 31 de dezembro de 2029: 45% (quarenta e cinco por cento) da TUSD Fio B. §4º Para os empreendimentos de geração compartilhada e para os empreendimentos com múltiplas unidades consumidoras que protocolarem suas solicitações de acesso contendo todos os documentos listados na Seção 3.7 do Módulo 3 do PRODIST após 31 de dezembro de 2024 e até 31 de dezembro de 2030, no faturamento das unidades consumidoras participantes do Sistema de Compensação, a cada posto tarifário, todas as componentes tarifárias definida pelo Submódulo 7.1 do PRORET incidem somente sobre a



diferença positiva entre o montante consumido e a soma da energia injetada, do excedente de energia e do crédito de energia, salvo: I – Entre 1º de janeiro de 2025 e 31 de dezembro de 2025: 8% (oito por cento) da TUSD Fio B; II – Entre 1º de janeiro de 2026 e 31 de dezembro de 2026: 16% (dezesseis por cento) da TUSD Fio B; III – Entre 1º de janeiro de 2027 e 31 de dezembro de 2027: 24% (vinte e quatro por cento) da TUSD Fio B; IV – Entre 1º de janeiro de 2028 e 31 de dezembro de 2028: 32% (trinta e dois por cento) da TUSD Fio B; e

V – Entre 1º de janeiro de 2029 e 31 de dezembro de 2029: 40% (quarenta por cento) da TUSD Fio B.

Art. 7º-D

§3º As disposições deste artigo deixam de ser aplicáveis caso, após a publicação deste regulamento, haja:

Art. 7º-D

§35º As disposições deste artigo deixam de ser aplicáveis caso, após a publicação deste regulamento, haja:

São muitas as situações que fazem necessária a transferência de titularidade de um acessante, sendo que tais situações não necessariamente estão relacionadas com o retorno financeiro do investimento, como as listadas a seguir:



I – aumento da potência instalada da microgeração ou minigeração distribuída;

II – troca de titularidade da unidade consumidora com microgeração ou minigeração;

III – encerramento da relação contratual com a distribuidora; ou

IV – comprovação de ocorrência de irregularidade no sistema de medição atribuível ao consumidor.

I – aumento da potência instalada da microgeração ou minigeração distribuída;

II – troca de titularidade antes da aprovação do ponto de conexão da usina da unidade consumidora com microgeração ou minigeração; ou

III – encerramento da relação contratual com a distribuidora; ou

IIIV – comprovação de ocorrência de irregularidade no sistema de medição atribuível ao consumidor.

(i) término ou rescisão de um contrato de locação de uma geração remota e início de um novo contrato com um novo terceiro;

(ii) troca de um inquilino de um imóvel com geração distribuída associada por término de contrato ou rescisão;

(iii) desenvolvimento de determinada área, com solicitação de parecer de acesso em nome do investidor para posterior contratação de locação com terceiro;

(iv) venda de imóveis cujo valor agregado do gerador deve ser devidamente contabilizado;

(v) outras situações que necessitem a troca de titularidade.

Desse modo, faz-se necessária a construção de uma solução de redação que atenda as premissas básicas propostas pelo regulador, porém que simultaneamente não inviabilize os modelos de negócio e os projetos de geração distribuída baseados em modalidades sujeitas a estas e outras situações similares.

O item II foi proposto de forma que contemple o entendimento da ANEEL, dado pelo Ofício 0194/2019 SRD/ANEEL, de 9 de julho de 2019, que ,de após a conexão da microgeração ou



da minigeração distribuída ao sistema de distribuição, o processo de acesso estará concluído, o que implica que ele não será afetado por eventuais alterações de titularidade dos contratos de CUSD e CCER.

Atenção: renumerar os antigos §4º e §5º do artigo 7º-D.

Art. 7º-D

(...)

§4º Noventa dias antes do vencimento do prazo estabelecido no caput, a distribuidora deve informar às unidades consumidoras abrangidas por este artigo acerca do fim da aplicação das regras de que trata este artigo, inclusive sobre a necessidade de estabelecimento dos valores de MUSD tratados no §4º-B do art. 4º.

§5º Caso as disposições deste artigo deixem de ser aplicáveis sem que a unidade consumidora tenha estabelecido os MUSD tratados no §4º-B do art. 4º, adotar-se-á, como MUSD referentes à unidade consumidora e à central geradora, o maior valor de demanda solicitada e de potência injetada pela unidade consumidora nos 12 (doze) ciclos de

Art. 7º-D

(...)

§46º Noventa dias antes do vencimento do prazo estabelecido no caput, a distribuidora deve informar às unidades consumidoras abrangidas por este artigo acerca do fim da aplicação das regras de que trata este artigo, inclusive sobre a necessidade de estabelecimento dos valores de MUSD tratados no §4º-B do art. 4º.

§57º Caso as disposições deste artigo deixem de ser aplicáveis sem que a unidade consumidora tenha estabelecido os MUSD tratados no §4º-B do art. 4º, adotar-se-á, como MUSD referentes à unidade consumidora e à central geradora, o maior valor de demanda solicitada e de potência injetada pela unidade consumidora nos 12 (doze) ciclos de

Ajuste de numeração dos §4º e §5º, conforme proposta de inclusão de parágrafos descrita acima, bem como inclusão de novo parágrafo, para o qual a justificativa segue abaixo.

A proposta para o caso de falência ou recuperação judicial visa proteger o investidor, uma vez que nesses casos, se justifica a troca de titularidade pela ausência de gestão do investidor, devendo, assim, ser mantida a regra vigente nestas situações excepcionais.



faturamentos anteriores até que o consumidor apresente os MUSD a serem contratados.

[NOVO ITEM]

faturamentos anteriores até que o consumidor apresente os MUSD a serem contratados.

§ 8º As disposições deste artigo se mantêm aplicáveis caso, a qualquer tempo após a publicação deste regulamento, ocorra a troca de titularidade em razão de falência ou recuperação judicial da unidade consumidora e/ou extinção de contrato previsto no Código Civil.

Art. 7º-G

§1º As informações elencadas no caput podem ser fornecidas ao consumidor, a critério da distribuidora, por meio de um demonstrativo específico anexo à fatura, correio eletrônico ou disponibilizado pela internet em um espaço de acesso restrito, devendo a fatura conter, nesses casos, no mínimo as informações elencadas nas alíneas “a”,“c”, “d” e “h” do caput;

Art. 7º-G

§1º As informações elencadas no caput podem ser fornecidas ao consumidor, a critério da distribuidora, por meio de um demonstrativo específico anexo à fatura, correio eletrônico ou disponibilizado pela internet em um espaço de acesso restrito, devendo a fatura conter, nesses casos, no mínimo as informações elencadas nas alíneas “a”,“c”, “d” e “h” do caput;

§ 1º A ANEEL deverá apresentar proposta de padronização do sistema de medição e fatura dos consumidores participantes do sistema de compensação de energia

A ABSOLAR recomenda que todas as informações elencadas no §1 do Art. 7º-G estejam contidas na fatura de energia elétrica, como forma de aumentar a transparência e coerência das informações sobre o faturamento de consumidores participantes do sistema de compensação de energia elétrica, proporcionando um melhor entendimento pelos consumidores.

A ABSOLAR tem recebido volume considerável de reclamações de seus associados e de consumidores participantes no SCEE sobre erros de faturamento, com prejuízos aos consumidores afetados. Adicionalmente, a estrutura das faturas de energia elétrica possui alto grau de complexidade e pouca clareza aos consumidores leigos, dificultando o entendimento do consumidor e a identificação de problemas em sua fatura. Dessa forma, sugere-se que a fatura de energia elétrica contenha, de forma clara e objetiva, todas as informações relevantes referentes ao SCEE.



elétrica, em até 12 (doze) meses após a data de publicação desta resolução normativa, de modo a uniformizar, em todo o território nacional, os procedimentos de faturamento aplicados pelas distribuidoras a estes consumidores. A padronização deverá incluir as terminologias, métodos e fórmulas de faturamento, para que os consumidores e demais agentes consigam avaliar e confirmar as informações e os valores apresentados em suas respectivas faturas.

Além disso, atualmente cada distribuidora utiliza uma nomenclatura própria para os créditos de energia elétrica e para a compensação deles decorrente, dificultando e prejudicando o entendimento e confirmação da veracidade dos dados e informações por parte de consumidores e inclusive de profissionais especializados do setor e do mercado.

Art. 13-A A distribuidora deve disponibilizar, a partir de 1º de janeiro de 2017, sistema eletrônico que permita ao consumidor o envio da solicitação de acesso, de todos os documentos elencados nos anexos da Seção 3.7 do Módulo 3 do PRODIST, e o acompanhamento de cada etapa do processo. (Incluído pela REN ANEEL 687, de 24.11.2015.)

Art. 13-A A distribuidora deve disponibilizar, a partir de 1º de janeiro de 2017, sistema eletrônico que permita ao consumidor o envio da solicitação de acesso, de todos os documentos elencados nos anexos da Seção 3.7 do Módulo 3 do PRODIST, e o acompanhamento de cada etapa do processo. (Incluído pela REN ANEEL 687, de 24.11.2015.)

§1º O sistema eletrônico a que se refere o caput, cujo link para acesso deve estar na página inicial no site das

Tendo em vista que atualmente, as distribuidoras têm interpretações diferenciadas para o atendimento do Art. 13-A, em alguns casos, considerando como sistema eletrônico apenas a disponibilização de um correio eletrônico para contato, faz-se necessário o aprimoramento dos elementos que compõem o sistema eletrônico para envio da solicitação de acesso e acompanhamento do processo.

Por exemplo, o link para acesso ao sistema deve estar facilmente disponível e visível no site de distribuidoras. Há de se garantir a possibilidade de envio automático (upload) da documentação necessária (diferentemente de envio por correio eletrônico). Além do acompanhamento claro das etapas do processo, o sistema deve incluir itens pendentes e o histórico de comunicação com o atendimento ao cliente da distribuidora.



distribuidoras, deve conter ao menos as seguintes informações:

I - envio automático da documentação necessária, além de correio eletrônico;

II - acompanhamento de cada etapa do processo de solicitação de acesso, acompanhamento de itens pendentes e acompanhamento do histórico de comunicação com o atendimento ao cliente da distribuidora;

III - ferramenta para abertura de protocolos de informações, sugestões, vistorias, reclamações e ouvidoria; e

IV - ferramenta para coleta pelos consumidores e pela sociedade de indicadores da qualidade, tempo de resposta e satisfação do atendimento da distribuidora.

Também é importante que o sistema contenha um canal de comunicação direto com o atendimento para garantir interação ágil para esclarecimentos, abertura de protocolos de informações, sugestões, vistorias, reclamações e ouvidoria.

Fundamental, também que o sistema seja padronizado, de tal forma que contenha ferramentas de coletas de indicadores sobre o tempo de resposta e a qualidade do atendimento oferecido pelas distribuidoras, bem como dados sobre erros frequentes cometidos pelos consumidores no ato da solicitação de acesso, para que seja possível monitorar os índices de rapidez e satisfação do atendimento e fiscalização pela ANEEL e consumidores dos serviços prestados.

O objetivo deste aprimoramento é de reduzir custos para distribuidoras, empresas e consumidores, com a obtenção de maior agilidade nos procedimentos de acesso. Também destravará barreiras de atendimento, aumentando a confiabilidade para o consumidor, com simplicidade e transparência no acompanhamento das etapas dos procedimentos de acesso.

É fundamental que haja um monitoramento por parte da ANEEL e por parte das próprias distribuidoras sobre a qualidade do atendimento nas solicitações de acesso e demais dificuldades técnicas e regulatórias enfrentadas pelos consumidores no funcionamento dos sistemas de microgeração e minigeração distribuída (exemplos: erros de



leitura e erros de interpretação da fatura). Tais informações devem estar acessíveis publicamente e serão estratégicas para orientar campanhas de instrução aos agentes (consumidores, empresas de geração distribuída e distribuidoras), podendo inclusive ser utilizadas em atividades de pesquisa, desenvolvimento e inovação do setor e da academia.

Art. 15 A Análise de Resultado Regulatório desta Resolução será realizada até 31 de dezembro de 2026.

Art. 15 A Análise de Resultado Regulatório desta Resolução será realizada até 31 de dezembro de 2026.

Parágrafo único. Adicionalmente, será instituída, em um prazo não superior a 12 (doze) meses após a data de publicação desta Resolução, uma Consulta Pública referente à regulamentação e ao uso de sistemas de armazenamento, cujas finalidades podem incluir o fornecimento de energia elétrica, a gestão energética e a prestação de serviços ancilares.

Considerando as justificativas já apresentadas anteriormente, nos itens relativos à inclusão de sistema de armazenamento de energia elétrica, bem como o fato de que a tecnologia de armazenamento é uma solução de forte interesse dos consumidores para a gestão de sua demanda, a ABSOLAR propõe que seja estabelecido um prazo de um ano, para que a ANEEL estruture novos procedimentos regulatórios.

Tal medida visa proporcionar uma incorporação mais estrutural e basilar do armazenamento de energia elétrica nos regramentos do setor elétrico brasileiro, bem como no PRODIST. Adicionalmente, a iniciativa poderá contribuir de forma estratégica para o desenvolvimento da tecnologia.

Tal solicitação vai ao encontro da proposta da Agenda Regulatória 2020 – 2021, em seu item 96, no qual a Agência propõe a discussão sobre Recursos Energéticos Distribuídos, em função da tendência de redução de custos dos sistemas de armazenamento e a inserção de novos negócios e serviços que ainda não estão regulados no Brasil.



[NOVO ITEM] Art. 16 A distribuidora deverá disponibilizar, em até 6 (seis) meses após a data de publicação desta Resolução, sistema eletrônico com espaço específico de acesso do titular da unidade consumidora com geração compartilhada, por meio do qual ele possa acessar as segundas vias completas das faturas de energia elétrica dos consumidores integrantes da referida geração compartilhada que recebam créditos de energia elétrica da respectiva central geradora de microgeração ou minigeração distribuída.

§1º A fatura de energia elétrica mais recente de cada mês de referência deve estar acessível na plataforma.

§2º Os dados acessíveis na plataforma, como informações de valores pagos, consumo de energia elétrica mensal, créditos de energia elétrica recebidos da central geradora de geração compartilhada, bandeiras tarifárias, saldo de créditos de energia elétrica disponível, entre outros, deverão ser disponibilizados em formato de fácil aquisição e

Esta medida é extremamente importante para que seja possível fazer a auditoria dos créditos de energia elétrica alocados aos consumidores, garantindo que todos os consumidores integrantes da geração compartilhada recebam as frações a que têm direito e possibilitando que o administrador ou gestor da geração compartilhada consiga confirmar possíveis divergências de informações, reclamações, problemas ou outras ocorrências que porventura surjam.

Por ser um assunto específico, o atendimento ao cliente atualmente disponibilizado pelas distribuidoras não está adequadamente qualificado e capacitado para entender os problemas relativos à alocação de créditos de energia elétrica provenientes de geração compartilhada. Em geral, os atendentes desses canais não conseguem sequer registrar a reclamação adequadamente quando existe erro na alocação dos créditos de energia elétrica na fatura de um consumidor, o que inevitavelmente leva à reclamação ser dada como improcedente.

Atualmente, estes temas, que são corriqueiros e de ordem burocrática de baixa complexidade apenas conseguem ser adequadamente tratados junto à ouvidoria da distribuidora, por vezes demandando o acionamento até mesmo da Ouvidoria da ANEEL para a efetiva compreensão e resolução. Devido à necessidade de se protocolar as reclamações em tantas instâncias até a solução do problema, muitas vezes são investidos tempos superiores a 2 ciclos de faturamento



tratamento estatístico (exemplos de formatos: .csv, .xml, .xlsx).

para a resolução do problema, o que prejudica enormemente esta modalidade.

A auditoria na alocação dos créditos de energia elétrica é fundamental para a adequada operação dos sistemas de geração distribuída compartilhada. Possibilitar que esses agentes tenham acesso aos dados necessários para a realização dessa auditoria é essencial e reduzirá custos e desgastes a todos os envolvidos: consumidores, empreendedores, distribuidoras e a própria agência regulatória.

Também é necessário que sempre estejam disponíveis na agência virtual as faturas de energia elétrica mais recentes de cada mês de referência dos consumidores integrantes da geração compartilhada. Ou seja, caso uma fatura seja reemitida devido a erro de alocação dos créditos de energia elétrica, a versão mais recente da fatura é a que deve estar disponível, para que seja possível conferir se o erro foi efetivamente corrigido. Por fim, é necessário definir um prazo limite para revisão e reemissão de faturas de energia elétrica com eventuais erros relacionados a alocação de créditos de energia elétrica de geração compartilhada.

Art. 16º Esta Resolução entra em vigor na data de sua publicação.

Art. 167º Esta Resolução entra em vigor após decorridos 365 dias na da data de sua publicação.

A ABSOLAR recomenda o estabelecimento de uma regra de transição, necessária para reduzir o potencial de dano aos negócios em curso no segmento de geração distribuída no Brasil.



A técnica legislativa da vacatio legis está prevista no Art. 8º da Lei Complementar nº 95/1998, sendo sempre recomendada quando da aplicação de nova norma jurídica com repercussão relevante ou grande complexidade (referida na lei como “prazo razoável”). Destaca-se que a REN 482/2012 se enquadra em ambas estas premissas. Outros exemplos de vacatio legis na legislação brasileira incluem: (i) Código Civil; (ii) Lei Geral de Proteção de Dados, (iii) Resolução Normativa ANEEL nº 846/2019; entre outras.

Destaca-se que a fórmula utilizada na proposta de redação da ABSOLAR respeita o disposto no § 2º do referido Art. 8º, qual seja, a contagem em dias corridos.



7. Contribuições à minuta de aprimoramento do PRODIST

TEXTO/ANEEL TEXTO PROPOSTO ABSOLAR JUSTIFICATIVA ABSOLAR

[ITEM NOVO] 2.2.2 Caso o acessante decida por realizar a consulta de acesso à acessada, de forma a obter a correspondente informação de acesso, a acessada deverá apresentar ao acessante a informação de acesso em até 15 (quinze) dias para microgeração e em até 30 (trinta) dias para minigeração.

Atualmente, falta clareza no PRODIST em relação aos prazos máximos para que as concessionárias respondam à consulta de acesso para microgeração e minigeração distribuída. Tal falta de clareza tem levado algumas concessionárias a utilizarem prazos semelhantes àqueles requeridos para a solicitação de acesso propriamente dita, abordagem incompatível com o nível reduzido de complexidade de análise requerida entre a consulta de acesso e para a solicitação de acesso. No entanto, se as análises tivessem o mesmo grau de complexidade, a concessionária poderia simplesmente emitir o parecer de acesso já durante a etapa de consulta de acesso, o que evidentemente não é o caso. Adicionalmente, a utilização de prazo excessivo no processo de consulta de acesso acaba por se tornar uma válvula de escape (lacuna regulatória) para o descumprimento velado dos prazos do PRODIST para a solicitação de acesso por parte da concessionária.



O processo de consulta de acesso pode ser valioso para consumidores que desejem apenas avaliar preliminarmente a viabilidade técnica e econômica da instalação de sistemas de microgeração ou minigeração distribuída e sua manutenção como processo facultativo é adequada. Há que se alertar que há casos de concessionárias cujos sistemas eletrônicos de solicitação de acesso que obrigam o acessante a cumprir a etapa de consulta de acesso, situação em desacordo com as diretrizes das normativas da ANEEL (portanto, irregular) e que precisa ser devidamente corrigida. É importante, portanto, deixar claro na resolução que, além de ser um item facultativo, a distribuidora terá um prazo claro para cumprir o pedido de consulta do acessante. Tal diretriz é fundamental para evitar que o acessante fique sujeito a uma espera por uma resposta por período indeterminado, o que comprometeria as próximas etapas do processo. Por estas razões, considerando o princípio da razoabilidade, a ABSOLAR recomenda que os prazos para a emissão da consulta de acesso sejam explicitamente definidos em 15 dias para microgeração e em 30 dias para minigeração, dando clareza a todos os atores



envolvidos no processo e permitindo transparência na fiscalização do atendimento de todos os prazos do processo de conexão definidos no PRODIST.

2.4.2 Compete à distribuidora a responsabilidade pela coleta e envio à ANEEL das informações para Registro de microgeração e minigeração distribuída, nos termos da regulamentação específica.

2.4.2 Compete à distribuidora a responsabilidade pela coleta e envio à ANEEL das informações para Rregistro de microgeração e minigeração distribuída, nos termos da regulamentação específica.

Correção de erro de redação.

2.4.4 A solicitação de acesso deve conter o Formulário de Solicitação de Acesso para microgeração e minigeração distribuída constante nos Anexos II, III e IV desta Seção, conforme potência instalada da geração, o formulário com as informações sobre a central geradora, disponível no site da ANEEL, conforme o tipo de geração, acompanhados dos documentos pertinentes a cada caso, não cabendo à distribuidora solicitar documentos adicionais àqueles indicados nos Formulários, com exceção dos estudos apontados no item 3.2.3 desta Seção, caso sejam necessários.

2.4.4 A solicitação de acesso deve conter o Formulário de Solicitação de Acesso para microgeração e minigeração distribuída constante nos Anexos II, III e IV desta Seção, conforme potência instalada da geração, o formulário com as informações sobre a central geradora, disponível no site da ANEEL, conforme o tipo de geração, acompanhados dos documentos pertinentes a cada caso, não cabendo à distribuidora solicitar documentos adicionais àqueles indicados nos Formulários, com exceção dos estudos apontados no item 3.2.3 desta Seção, caso sejam necessários.

A indicação “acompanhados de documentos pertinentes a cada caso” delega à distribuidora um poder discricionário não compatível com os contratos de concessão vigentes. Em muitos casos, tal redação torna-se uma lacuna regulatória, utilizada por certas distribuidoras no estabelecimento de barreiras processuais e procedimentais (conhecidas na literatura especializada como “red tape”), prejudiciais ao desenvolvimento da geração distribuída no Brasil. Os consumidores e empreendedores de geração distribuída solar fotovoltaica têm alertado para recorrentes abusos na exigência de documentações, fruto da interpretação desfavorável deste item em específico, que passa a ser utilizado como justificativa nas respostas dadas por distribuidoras às exigências exorbitantes para solicitações de acesso.



Desse modo, buscando corrigir esta distorção deletéria ao desenvolvimento da geração distribuída no Brasil, a ABSOLAR recomenda aprimorar a redação deste item, na forma do texto proposto.

2.5.1 (...) a) as características do ponto de entrega, acompanhadas das estimativas dos respectivos custos, conclusões e justificativas;

2.5.1 (...) a) as características do ponto de entrega, acompanhadas das estimativas dos respectivos custos com memória de cálculo aberta, conclusões e justificativas específicas para o caso em análise;

Com vistas às boas práticas de gestão do bem público, a distribuidora deve apresentar ao consumidor o detalhamento dos custos e prazos associados ao parecer de acesso. Importante também que a análise seja realizada de forma específica para o caso em questão, garantindo um tratamento adequado ao projeto e evitando a aplicação de condicionantes e justificativas genéricas e não-aderentes à realidade de cada solicitação de acesso efetuada.

2.5.2 Compete à distribuidora a realização de todos os estudos para a integração de microgeração, sem ônus ao acessante.

2.5.2 Compete à distribuidora a realização de todos os estudos para a integração de microgeração e minigeração, sem ônus ao acessante.

As distribuidoras têm solicitado estudos cujos custos são demasiadamente elevados e efetivamente inviabilizam a conexão e execução de projetos de minigeração. Tal situação dá origem a uma barreira técnica e econômico-financeira, prejudicial ao mercado e ao setor. Um exemplo clássico desta situação pode ser observado na exigência por distribuidoras do grupo econômico da CPFL de RISE (Relatório de Impacto no Sistema Elétrico) para projetos de minigeração distribuída. Esta exigência é



inadequada, técnica e financeiramente, uma vez que todos os inversores fotovoltaicos homologados no mercado já passam por ensaios compulsórios de conformidade, que comprovam que estes equipamentos não causam impacto em harmônicos. Adicionalmente, a impedância das redes de distribuição em média tensão é tão elevada que qualquer eventual harmônico decorrente de sistema de minigeração distribuída solar fotovoltaica seria rapidamente absorvido.

[SUBITEM NOVO] 2.5.3 (...) e) O não atendimento dos prazos dispostos acima caracteriza infração do Grupo I, nos termos do Art. 9 da Resolução Normativa nº 846/2019, sendo o valor aplicável por processo enquadrado na infração.

A ABSOLAR tem acompanhado com preocupação o crescente número de reclamações de consumidores e empreendedores quanto ao descumprimento recorrente de prazos por parte das distribuidoras, com destaque para o prazo de emissão de parecer de acesso. Segundo levantamento da Ouvidoria da ABSOLAR encaminhado à ANEEL por meio do Relatório da Ouvidoria Nº 005/2019, 37,1% das denúncias de descumprimento de prazos refere-se à etapa de emissão de parecer de acesso, principal irregularidade de prazo identificada atualmente pelo mercado. É obrigação da concessionária de distribuição atender aos prazos para a prestação do serviço público da concessão. Faz-se necessário a caraterização da penalidade, quando do descumprimento dos prazos



previstos em regulamentação, de modo a coibir o desrespeito aos mesmos e sinalizar, com clareza, a gravidade de sua extrapolação. Ademais, a penalidade deve ser estabelecida de forma individualizada, para cada ocorrência, não por conjunto assim estimulamos a melhor prática no atendimento aos consumidores. O enquadramento do Grupo I está descrito no item VI da referida REN 846/2019: “deixar de enviar ou disponibilizar informações ou documentos solicitados pela ANEEL, nos prazos e nas condições estabelecidas”.

2.5.4 O acessante deve solicitar vistoria à distribuidora acessada em até 120 (cento e vinte) dias após a emissão do parecer de acesso, quando este não indicar necessidade de obras.

2.5.4 O acessante deve solicitar vistoria à distribuidora acessada em um prazo de até 120 (cento e vinte) dias após a data prevista para a conclusão das obras de implantação da central geradora distribuída, conforme cronograma apresentado pelo acessante, após a emissão do parecer de acesso, quando este não indicar necessidade de obras.

Boas práticas de gestão de projetos recomendam que as obras de construção e implantação de uma central geradora de geração distribuída devem se iniciar apenas após a emissão do parecer de acesso pela distribuidora. Nesse sentido, a depender da complexidade da obra, é possível que o prazo de construção da usina seja superior ao prazo de 60 dias (em caso de não haver necessidade de reforço de rede) ou mesmo de 120 dias após o prazo da implantação dos reforços de rede – por exemplo, uma CGH pode demorar até 1 ano para ser implantada. Desse modo, é fundamental que o prazo para solicitação de vistoria após a emissão do parecer de acesso (ou da conclusão dos



reforços de rede) seja compatível com o cronograma de implantação da central geradora de geração distribuída, trazendo mais eficácia e eficiência à regra aplicada aos agentes e ao setor.

[ITEM NOVO] 2.5.6 O acessante poderá renunciar ao Parecer de Acesso, a qualquer tempo, mediante comunicado à distribuidora, o qual terá efeitos imediatos após o protocolo.

A ABSOLAR recebeu relatos de casos de associados para os quais a solicitação de cancelamento do Parecer de Acesso emitido, antes de expirada a sua vigência foi negada pela distribuidora, impossibilitando a submissão de nova solicitação de análise de Parecer de Acesso no mesmo ponto de entrega, com características técnicas diferentes. A adequação proposta permite a superação deste problema. Cabe destacar que a proposta não garante ao acessante o direito na fila de solicitação de conexão, estando ele sujeito a esta fila, caso solicite nova análise de Parecer de Acesso. O objetivo da proposta é apenas de garantir o direito do acessante de renunciar e cancelar o parecer de acesso, quando necessário, mesmo antes de transcorrido seu prazo completo de vigência. O acessante perderá o direito à fila e deverá passar pelo processo de Parecer de Acesso novamente, caso realize nova solicitação.

[ITEM NOVO] 4.3.2 Esta regra aplica-se também a inversores que ofereçam funções adicionais, tais como

Desde que o inversor cumpra as características técnicas do sistema elétrico brasileiro com certificação, a existência de



gerenciamento de sistema de armazenamento de energia elétrica.

funções adicionais não deve impedir sua conexão à rede.

4.4 Nos sistemas que se conectam à rede através de inversores, os quais devem estar instalados em locais apropriados e que permitam o acesso pelas distribuidoras, as proteções relacionadas na Tabela 1 podem estar inseridas nos referidos equipamentos, sendo a redundância de proteções desnecessária para microgeração distribuída

4.4 Nos sistemas que se conectam à rede através por meio de inversores, os quais devem estar instalados em locais apropriados e que permitam o acesso pelas distribuidoras, as proteções relacionadas na Tabela 1 podem estar inseridas nos referidos equipamentos, sendo a redundância de proteções desnecessária para microgeração e minigeração distribuída.

Primeiro, rápida correção de redação, substituindo “através” por “por meio”. Adicionalmente, proposta de reposicionamento textual do conteúdo em dois novos subitens, descritos a seguir, para garantir maior clareza na aplicação das diretrizes relativas a sistemas de microgeração e minigeração distribuída conectados à rede a partir de inversores. Além disso, não há razão para permitir que a distribuidora demande proteções redundantes para os acessantes, independentemente da potência instalada ou nível de tensão, por isso, propõe-se a inclusão da minigeração distribuída.

[ITEM NOVO] 4.4.1 Os inversores devem estar instalados em locais apropriados e que permitam o acesso físico ou remoto pelas distribuidoras, mediante agendamento prévio para fins de vistoria, à exceção de produtos classificados como microinversores ou unidades de condicionamento de potência em corrente contínua, os quais deverão estar instalados de acordo com as especificações de seu fabricante.

O objetivo do ajuste proposto é de melhor esclarecer os requisitos de acesso aos inversores utilizados em sistemas de geração distribuída, bem como eliminar dúvidas de interpretação obre o tema, considerando que, no caso dos microinversores, seu acesso pode ser realizado através de sistema de comunicação remoto, de maneira segura, com informações confiáveis a respeito dos equipamentos instalados e sem a necessidade de acesso físico.



A nomenclatura de unidade de condicionamento de potência em corrente contínua (UCPcc) condiz com a definição da NBR 16690 para equipamentos como os otimizadores de potência e dispositivos de desligamento rápido, já presentes no mercado brasileiro e que, por concepção de produto, devem ser instalados sob o módulo fotovoltaico, conforme especificação do fabricante.

[ITEM NOVO] 4.4.2 Esta regra aplica-se também a inversores que ofereçam funções adicionais, tais como gerenciamento de sistema de armazenamento de energia elétrica.

Desde que o inversor cumpra as características técnicas do sistema elétrico brasileiro com certificação, a existência de funções adicionais não deve impedir sua conexão à rede.

4.6 A acessada pode propor proteções adicionais, desde que justificadas tecnicamente, em função de características específicas do sistema de distribuição acessado, sem custos para microgeração distribuída.

4.6 A acessada pode propor proteções adicionais, desde que justificadas tecnicamente, em função de características específicas do sistema de distribuição acessado, sem custos para microgeração distribuída haja justificativas técnicas especificamente atinentes ao ponto do sistema de distribuição acessado e desde que não sejam imputados custos para o acessante, sendo vedado às distribuidoras estabelecer em suas normas próprias quaisquer padrões diferentes daqueles definidos pela ANEEL para aplicação sobre a totalidade dos pontos de sua área de concessão.

A ABSOLAR faz referência à Norma Técnica GED-15303 Versão 1.5, publicada em 11/06/2019, que estabelece os requisitos técnicos mínimos a serem implementados nas instalações elétricas de consumidores conectados às redes de média e baixa tensão das distribuidoras da CPFL Energia (NT GED-15303), com destaque para os itens 5.29, 5.36 e 5.38. A NT GED-15303 exige que todo sistema de minigeração conectado em tensão primária de distribuição, independente da potência, possua um disjuntor de média tensão com relé com funções especificadas pelo item 5.38. A referida norma também determina que seja



4.6.1 Caso a concessionária entenda haver necessidade de se definir normas técnicas de aplicação ampla em toda sua área de concessão, esta deverá encaminhar solicitação de aditamento ao PRODIST, a ser avaliada mediante procedimento de Consulta Pública com prazo mínimo de 30 dias corridos 4.6.2 Fica vedado à concessionária alterar os requisitos de conexão para projetos cujas solicitações de acesso já tenham sido protocoladas e, caso haja publicação de alteração em normas da concessionária para definição de condições de conexão, a publicação deverá prever prazo mínimo de 6 (seis) meses para entrada em vigor das respectivas alterações.

incluído no sistema um dispositivo de seccionamento visível (DSV) nos acessos em média tensão (tensão primária de distribuição). A publicação unilateral desta exigência acendeu preocupante alerta no setor solar fotovoltaico brasileiro. Avaliou-se a matéria tecnicamente, identificando-se a ausência de justificativas técnicas cabíveis que comprovem tal necessidade. Com vistas a evitar o estabelecimento de nova barreira técnica e econômica, prejudicial ao desenvolvimento da geração distribuída solar fotovoltaica no Brasil, a ABSOLAR, respeitosamente, solicitou à ANEEL providências imediatas, em caráter de urgência, por meio da suspensão dos efeitos da NT GED-15303. As exigências propostas representam redundâncias aos requisitos de segurança já existentes, conforme avaliação dos padrões técnicos da própria CPFL Energia. Estas exigências onerariam os consumidores de maneira desproporcional e desnecessária, representando forte desincentivo artificial à geração distribuída solar fotovoltaica. Conforme o Item 4.6 da Seção 3.7 do Módulo 3 do PRODIST, a solicitação de quaisquer



proteções adicionais às estabelecidas pela ANEEL só seriam aceitáveis mediante justificativas técnicas adequadas. Tais condições, no entanto, não se verificam nesta matéria. Ainda, não houve prazo adequado para sua entrada em vigor, o que aponta pesada arbitrariedade unilateral da distribuidora na iniciativa, em prejuízo dos consumidores. Conforme alertam os associados da ABSOLAR, projetos cujos processos de acesso já estavam em andamento antes da mudança de regras foram reprovados tendo como uma das justificativas a necessidade de adaptação ao item 5.29 da NT GED-15303, publicada em 11/06/2019. A entrada em vigor imediata das alterações da normativa técnica da distribuidora é amplamente inapropriada, cabendo, portanto, intermediação desta nobre Agência para solucionar, emergencialmente, os danos aos projetos com datas de solicitação de acesso anteriores à publicação da NT GED-15303. No dia 04/07/2019, a ABSOLAR protocolou o Ofício Nº 015/2019 de Nº 48513.018394/2019-00, solicitando tomada de providências imediatas pela ANEEL em relação à Norma Técnica GED-15303, Versão 1.5, publicada em 11/06/2019.



Cabe ressaltar que no espaço de tempo entre 11/06, publicação da norma técnica da CPFL e resposta da ANEEL no dia 12/08, aproximadamente dois meses depois, a CPFL Energia negou diversos pareceres de acesso à rede de consumidores que desejavam instalar sistemas de GDFV por não estarem dentro dos requisitos exigidos. Inclusive, negou pareceres de acesso que estavam em andamento cuja solicitação havia sido feita antes mesmo de 11/06, data da publicação da norma revisada. Desse modo, a tratativa concedida pela ANEEL de postergar a solução regulatória com prazo indefinido é insatisfatória para investidores e consumidores com projetos em andamento causando elevado prejuízo financeiro a estes agentes. Na sequência, a ABSOLAR protocolou pedido de requerimento cautelar para assegurar o livre acesso aos sistemas de distribuição por consumidores com sistema de microgeração e minigeração distribuída solar fotovoltaica participantes do sistema de compensação de energia elétrica, na forma da REN 482/2012 (N º 48500.004041/2019-89). O processo foi aberto em 19/08/2019 e foi sorteado ao Sr. Sandoval de Araújo Feitosa Neto, Diretor-



Relator na Sessão de Sorteio Público Ordinário nº 33/2019, realizada em 26/08/2019. No dia 03/09/2019 foi realizada reunião presencial na sede da ANEEL, conforme consta a Memória de Reunião ajuntada no âmbito do referido processo. Na ocasião, a ABSOLAR solicitou a suspensão imediata das novas exigências técnicas das distribuidoras e os representantes da ANEEL esclareceram que o processo seria devidamente analisado e a reunião foi encerrada. Até o momento não houve manifestação resolutiva da ANEEL e o momento atual de revisão da redação do PRODIST é muito oportuno para a construção de uma solução positiva e de longo prazo para os problemas identificados e descritos acima. Referente ao prazo de transição sugerido no item 4.6.2, a ABSOLAR propõe a aplicação do mesmo prazo estabelecido no item II do Art. 49 da REN 846/2019, garantindo assim tratamento isonômico entre os agentes no âmbito da microgeração e minigeração distribuída.

[ITEM NOVO] 4.6.3 No caso de acesso de minigeração distribuída através de posto de transformação

É prática comum nas concessionárias de distribuição permitir que o acesso de unidades consumidoras cuja demanda máxima seja



simplificado, em que a medição e as proteções são feitas em tensão secundária (baixa tensão), fica vedada a exigência de instalação de equipamentos de proteção ou medição em média tensão.

igual ou inferior a 300 kVA seja realizado através de postos de transformação simplificados. Essa forma de conexão é caracterizada pela instalação de equipamentos de medição e proteção no lado secundário (baixa tensão) da conexão, viabilizando uma solução tecnicamente apropriada e economicamente eficiente para os consumidores, mantendo simultaneamente a devida segurança nas instalações da concessionária. A eventual exigência de instalação de equipamentos de medição e proteção em média tensão para tais consumidores implicaria, em realidade, na necessidade de se implantar uma cabine primária com custos que efetivamente inviabilizam a instalação de sistemas de minigeração distribuída entre 75 kW e 300 kW. Tais exigências extrapolam o objetivo da adequação técnica e segurança, tornando-se uma barreira econômica e financeira ao desenvolvimento da geração distribuída no Brasil, uma distorção que requer atenta correção por parte do regulador. Considerando que os sistemas de medição e proteção em baixa tensão se provaram efetivos ao longo de toda a história do setor elétrico brasileiro para tais unidades consumidoras, não seria razoável exigir a



mudança na forma de medição e proteção por conta da simples instalação de sistemas de minigeração distribuída. Tal demanda torna-se uma barreira velada ao livre acesso aos sistemas de distribuição e precisa ser explicitamente esclarecida no texto do PRODIST.

6.1.1 O acessante deve instalar no ponto de conexão, junto ao padrão de entrada, sinalização indicativa da existência na unidade consumidora de geração própria através de placa de advertência.

6.1.1 O acessante A acessada deve instalar no ponto de conexão, junto ao padrão de entrada do acessante, sinalização indicativa da existência na unidade consumidora de geração própria através de placa de advertência. OU O acessante deve instalar no ponto de conexão, junto ao padrão de entrada, sinalização indicativa da existência na unidade consumidora de geração própria através de placa de advertência, conforme procedimentos e modelo padronizado constante no Anexo V desta Seção, sendo vedada a solicitação de sinalizações alternativas ou adicionais.

A sinalização deve ser feita pela distribuidora, pois: A distribuidora pode ter um padrão próprio

para colocar em todas as GDs que estão debaixo de sua concessão, além de ter escala na compra de tais sinalizações, diminuindo o custo.

Atualmente, cada distribuidora pede um modelo, exigindo que o empreendedor tenha custos com vários tipos de sinalização.

Quando a distribuidora for realizar a vistoria, ela já pode instalar, acabando com reprovas no caso de sinalização fora do padrão.

Alternativamente, o acessante poderá manter a responsabilidade de instalar a sinalização indicativa, na condição de que exista um procedimento e modelo padrão único nacional definido pela ANEEL e que deverá ser aceito



por todas as concessionárias, solucionando o problema hoje enfrentado pelo mercado com esta sinalização. Tal padronização deve incluir material, conteúdo e modelo gráfico, dimensões e forma de fixação da sinalização. Por fim, cabe ressaltar que a exigência atual não traz ganhos significativos de segurança ao sistema elétrico. Caso contrário, todos os padrões de entrada energizados de unidades consumidoras, com ou sem geração distribuída, deveriam possuir uma placa de advertência, o que não procede. Para a sugestão apresentada no Anexo V, a Nota Técnica 021 da Equatorial, de código NT.021.EQTL.Normas e Padrões, revisão 01, foi usada como referência.

[ITEM NOVO] 7.4.1 Os prazos máximos, não cumulativos, para a implementação de obras descritas no item 7.4 devem observar o seguinte:

a) Até 1 km de rede, incluindo equipamentos na rede: até 120 dias.

b) Até 10 km de rede, incluindo equipamentos na rede: até 180 dias.

c) Até 100 km de rede, incluindo equipamentos de rede: até 360 dias.

Uma das barreiras recorrentemente impostas por distribuidoras e que dificultam sobremaneira a viabilidade da GD no Brasil é a imposição de prazos desproporcionalmente elevados para obras de melhorias ou reforços de rede. Ainda que haja a opção teórica de contratação de terceiros para execução das obras, há uma lacuna regulatória atualmente que cria condições estruturais prejudiciais ao mercado, resultando em distorções concorrenciais e delegando poderes excessivos às distribuidoras neste quesito.



d) Pequenas intervenções em subestação, tais como ajuste de proteção: até 120 dias.

e) Médias intervenções em subestação, tais como substituição de equipamentos exceto transformadores de potência: até 180 dias.

f) Grandes intervenções em subestação, tais como substituição de transformadores de potência: até 360 dias.

Destaca-se que o item (a) já está devidamente previsto na REN 414/2010, sendo, no entanto, relevante que seja incorporado à Seção 3.7, bem como complementado com as demais condições de contorno propostas nesta recomendação.

[ITEM NOVO] 8.2 O descumprimento pela distribuidora de qualquer um dos prazos dispostos na Tabela 2 caracteriza infração do Grupo I, nos termos do Art. 9 da Resolução Normativa nº 846/2019, sendo o valor aplicável por processo enquadrado na infração.

A ABSOLAR tem acompanhado com preocupação o crescente número de reclamações de consumidores e empreendedores quanto ao descumprimento recorrente de diversos prazos por parte das distribuidoras. Levantamento detalhado de problemas enfrentados pela geração distribuída solar fotovoltaica, compilados pela Ouvidoria da ABSOLAR e encaminhados periodicamente à ANEEL por meio dos Relatórios da Ouvidoria da ABSOLAR, apresenta as principais irregularidades de prazos identificadas atualmente junto ao mercado. Tal material serve de termômetro para auxiliar a ANEEL na fiscalização das irregularidades vivenciadas pelo setor junto às distribuidoras.



É obrigação da concessionária de distribuição cumprir os prazos estabelecidos para a prestação do serviço público da concessão. Faz-se necessário a caraterização específica da penalidade, quando do descumprimento dos prazos previstos em regulamentação, de modo a coibir o desrespeito aos prazos e sinalizar, com clareza, a gravidade de sua extrapolação. Ademais, a penalidade deve ser estabelecida de forma individualizada, para cada ocorrência, não por conjunto assim estimulamos a melhor prática no atendimento aos consumidores. O enquadramento do Grupo I está descrito no item VI da referida REN 846/2019: “deixar de enviar ou disponibilizar informações ou documentos solicitados pela ANEEL, nos prazos e nas condições estabelecidas”.

TABELA 2 – ETAPAS DO PROCESSO DE SOLICITAÇÃO DE ACESSO ETAPA 1 Solicitação de acesso [ITEM NOVO]

TABELA 2 – ETAPAS DO PROCESSO DE SOLICITAÇÃO DE ACESSO ETAPA 1 Solicitação de acesso AÇÃO (b) Recebimento de recibo da formalização da solicitação de acesso ao acessante. RESPONSÁVEL distribuidora

A entrega do recibo da formalização da solicitação de acesso precisa constar da Tabela 2. Esse protocolo é fundamental para o acompanhamento pelo acessante e pela ANEEL do cumprimento pela acessada dos prazos de emissão do parecer de acesso. Com este protocolo em mãos, o acessante terá ciência do prazo da distribuidora para a emissão de parecer de acesso, garantindo que o mesmo não seja ultrapassado.



PRAZO Até 24 (vinte e quatro) horas.

A ABSOLAR recebe relatos frequentes de distribuidoras que não emitem protocolo de confirmação da solicitação de acesso ou do atendimento, dificultando sobremaneira o rastreamento de cada etapa e o controle interno da própria distribuidora.

TABELA 2 – ETAPAS DO PROCESSO DE SOLICITAÇÃO DE ACESSO ETAPA 1 Solicitação de acesso AÇÃO (b) Recebimento da solicitação de acesso e conferência dos documentos enviados RESPONSÁVEL distribuidora PRAZO 5 dias

TABELA 2 – ETAPAS DO PROCESSO DE SOLICITAÇÃO DE ACESSO ETAPA 1 Solicitação de acesso AÇÃO (b) (c) Recebimento da solicitação de acesso e conferência dos documentos enviados RESPONSÁVEL distribuidora PRAZO 5 dias

O tempo gasto para cumprir esta etapa do processo precisa ser contato como parte dotempo total dado para aprovação de documentação da microgeração ou minigeração.

ANEXO II FORMULÁRIO DE SOLICITAÇÃO DE ACESSO PARA MICROGERAÇÃO DISTRIBUÍDA COM POTÊNCIA IGUAL OU INFERIOR A 10kW

ANEXO II FORMULÁRIO DE SOLICITAÇÃO DE ACESSO PARA MICROGERAÇÃO DISTRIBUÍDA COM POTÊNCIA NOMINAL IGUAL OU INFERIOR A 10kW.

Adequação da nomenclatura para “potência nominal” de modo a deixar claro qual tipo de potência citado.

ANEXO III FORMULÁRIO DE SOLICITAÇÃO DE ACESSO PARA MICROGERAÇÃO DISTRIBUÍDA COM POTÊNCIA SUPERIOR A 10kW

ANEXO III FORMULÁRIO DE SOLICITAÇÃO DE ACESSO PARA MICROGERAÇÃO DISTRIBUÍDA COM POTÊNCIA NOMINAL SUPERIOR A 10kW.

Adequação da nomenclatura para “potência nominal” de modo a deixar claro qual tipo de potência citado.



ANEXOS II, III e IV Tipo da Fonte de Geração: Outra (especificar):

ANEXOS II, III e IV Tipo da Fonte de Geração: Outra (especificar):

Ajuste.

[ANEXO NOVO]

ANEXO V – MODELO PADRÃO DE SINALIZAÇÃO INDICATIVA DA EXISTÊNCIA NA UNIDADE CONSUMIDORA DE GERAÇÃO DISTRIBUÍDA

1. Procedimento:

a) A placa de advertência deverá ter espessura mínima de 2 mm. b) O material deve ser de PVC ou Policarbonato com aditivos anti-raios UV (ultravioleta). c) A gravação das letras deve ser feita com fonte Arial Black. d) As dimensões da placa devem ser de 25 cm x 18 cm.

2. Modelo de Sinalização:



8. Bibliografia

[1] PROCEL, 2019. Resultados PROCEL 2019 (Ano base 2018).

[2] ANEEL, 2019. Glossário, https://www.ANEEL.gov.br/. Último acesso: 12/12/2019.

[3] ONS, 2019. Histórico da Operação, http://www.ons.org.br/paginas/resultados-da-operacao/historico-da-operacao. Último acesso: 16/12/2019.

[4] EPE, 2019. Plano Decenal de Energia 2019-2029.

[5] ANEEL, 2018. Relação de Projetos de Eficiência Energética Concluídos (atualizado até junho de 2018), https://www.ANEEL.gov.br/programa-eficiencia-energetica/-/asset_publisher/94kK2bHDLPmo/content/gestao-do-programa/656831?inheritRedirect=false&redirect=https%3A%2F%2Fwww.ANEEL.gov.br%2Fprograma-eficiencia-energetica%3Fp_p_id%3D101_INSTANCE_94kK2bHDLPmo%26p_p_lifecycle%3D0%26p_p_state%3Dnormal%26p_p_mode%3Dview%26p_p_col_id%3Dcolumn-2%26p_p_col_pos%3D1%26p_p_col_count%3D2. Último acesso: 16/12/2019.

[6] ABSOLAR, 2019. Com base nos dados extraídos do SISGD da ANEEL, http://www2.ANEEL.gov.br/scg/gd/VerGD.asp. Último acesso: 02/12/2019.

[7] EPE, 2019. Balanço Energético Nacional 2019 (Ano Base 2018).

[8] EPE, 2019. Nota Técnica DEA 016/2019 - Modelo de Mercado da Micro e Minigeração Distribuída (4MD): Metodologia – Versão PDE 2029.

[9] Public Utilities Commission of the State of California, 2012. Decision 12-05-036 May 24, 2012. Link: http://docs.cpuc.ca.gov/word_pdf/FINAL_DECISION/167591.pdf

[10] Greener, 2019. Estudo Estratégico – Mercado Fotovoltaico de Geração Distribuída – 3º Trim de 2019 – Os Impactos Regulatórios.

[11] Gesel, 2018. Livro Experiências Internacionais em Geração Distribuída: Motivações, Impactos e Ajustes.

[12] NREL, 2012. Maximum Photovoltaic Penetration Levels on Typical Distribution Feeders.

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