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A proposta a ser colocada em Audiência Pública pela Agência Nacional de Energia Elétrica a partir desta quinta-feira, 17 de outubro, para a revisão das regras para a geração distribuída no Brasil levará a um incentivo maior à GD local ante a remota. Se aprovada do jeito que está, a GD afastada do ponto de consumo deverá perder uma importante parte de sua atratividade em muitos casos. A opção pela proposta deve-se ao fato de que nos cálculos feitos pela agência reguladora os consumidores no mercado regulado passariam a ter mais custos do que benefícios com as grandes usinas de GD ante aquelas no ponto de consumo.
O diretor relator do tema, Rodrigo Limp, afirmou à Agência CanalEnergia que a metodologia da Aneel considera a potência instalada, diferentemente da Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica que aponta a necessidade de se olhar para o número de consumidores no mercado regulado. “O cálculo que a gente usa para o gatilho considera a potência e não o número de geradores porque em nossa avaliação essa forma é que temos o impacto mais relevante.”
“Nos cálculos que temos a GD remota já apresenta custos de imediato para os consumidores e por isso precisamos já entrar direto na alternativa 5 a partir da publicação da norma. Por sua vez conseguimos aumentar o gatilho na GD local para 4,7 GW adicionais na alternativa 2 a partir da publicação da norma antes de iniciar a aplicação da alternativa 5, que inclui o pagamento dos custos de rede e dos encargos”, disse Limp. “Importante lembrar que a mudança realizada em 2015 que resultou na Resolução Normativa no. 687 já indicava com antecedência que o modelo seria revisado este ano e que o foco seria o modelo de compensação”, ressaltou.
A proposta da Aneel aumentou o volume da GD local para disparar o gatilho. A alternativa também mudou, da 3 para a de número 5. O volume passou de pouco mais de 2 GW para 4,7 GW adicionais a partir do momento em que o novo regramento entrar em vigor, provavelmente em 2020. Para se ter uma ideia, atualmente são cerca de 1,2 GW em GD local no país. Ou seja, a alternativa 5 só passaria a vigorar quando o país estivesse com um volume de 5,9 GW para que passasse a incidir os custos de rede (TUSD Fio B e Fio A) e encargos. Os 4,7 GW adicionais pagariam os custos de rede até 2030, data em que todos os sistemas de GD teriam que arcar com todos esses componentes.
Na regra atual, quando a compensação de energia se dá na baixa tensão, quem possui sistemas de geração distribuída deixa de pagar todas as componentes da tarifa de fornecimento sobre a parcela de energia consumida que é compensada pela energia injetada.
Em função das diferentes alternativas, o diretor admite que o investimento deixa de ser atrativo em muitos projetos na modalidade de GD remota. Segundo os cálculos da Aneel, o payback descontado médio para entrantes em 2020 seria de 26 anos tanto no cenário mais provável quanto no máximo. Esses dados foram apresentados pelo diretor da Aneel em sua participação na edição deste ano do Enase, no final de agosto.
“A atratividade na remota de fato diminui bastante se comparado com a local, mas alguns empreendimentos podem ser viáveis por conta de sua eficiência de produção e localidade, mas quando comparado com a GD local a atratividade é menor”, reconheceu. Ele apontou que a decisão deve-se ao fato de que o valor presente líquido obtido nos cálculos se mostrou negativo na metodologia para a geração remota já de imediato. Na geração local, onde os benefícios são maiores, foi possível postergar a aplicação do gatilho.
Segundo Limp, esse mercado se mostra maduro no país e dentre os sinais desse momento está o crescimento que ele classificou como robusto diante de cerca de 300 novos pedidos de conexão diariamente registrados e uma capacidade instalada para a geração distribuída local e remota que soma 1,5 GW, ou algo como 1% da matriz elétrica nacional.
