A diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) deve retomar na próxima semana a deliberação sobre a proposta de regulamentação aplicável à microgeração e minigeração no âmbito da Lei nº 14.300, de 2022, que instituiu o Marco Legal da Geração Distribuída. Depois de uma longa discussão sobre o assunto, o relator do processo, o diretor Hélvio Guerra, decidiu retirar o processo da pauta, nesta terça-feira, 31 de janeiro.
Guerra disse ter ficado com algumas dúvidas sobre pontos levantados nas mais de 20 sustentações orais realizadas durante a reunião por agentes do setor. Entre os pontos, o diretor apontou as regras de faturamento, que em sua percepção, o voto conduz a um “bom caminho, mas que ainda poderia ser melhorado em algum ponto”.
“Sei que vou frustrar quem nos está acompanhando, seja pessoalmente ou virtualmente, e a nossa equipe que esteve trabalhando nos últimos dois meses, além do seu fôlego, e forma constante, mas vou retirar o processo da pauta”, disse Guerra.
Segundo o diretor, algumas contribuições apresentadas nesta terça-feira serão avaliadas com mais profundidade “para melhorar ainda mais o nosso processo no que for possível”, e para a sanar as dúvidas levantadas.
Para o presidente executivo da Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar), Rodrigo Sauaia, a decisão do relator foi acertada e positiva, pois permitirá um amadurecimento adicional à regulamentação proposta.
“A sensação é a de que a decisão trouxe mais espaço para que haja um diálogo construtivo, para construir maiores entendimentos sobre pontos críticos do texto”, afirmou Sauaia.
Entenda os principais pontos da discussão:
Consulta e voto
Entre os principais temas debatidos pela consulta pública estavam a formação de associação para geração compartilhada; geração despachada e sistemas de armazenamento; solicitação de conexão; troca de titularidade em unidades de micro e minigeração distribuída; vedação à comercialização de parecer de acesso; além dos sistemas de medição e compensação de energia.
A consulta recebeu mais de 829 contribuições – sendo que 35% foram aceitas ou parcialmente aceitas – e mais de 20 pedidos de sustentação oral durante a reunião de diretoria da Aneel.
Em seu voto, que contou com 239 itens que justificaram as análises e decisões do encaminhamento, o diretor Hélvio Guerra indicava para a Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição (SRD) avaliar, em 180 dias, a viabilidade técnica e econômica para gestão da qualidade e rastreabilidade dos módulos fotovoltaicos utilizados para as unidades de micro e minigeração.
E sobre essa questão, a agência havia entendido que a obrigatoriedade para que as empresas coletem o número de série dos painéis fotovoltaicos, seria custosa, difícil de gerenciar e com pouca efetividade para ajudar na solução dos roubos de painéis.
Quanto à qualidade, apesar de a regulamentação vigente trazer diversos requisitos que tratam da proteção da interface dos equipamentos instalados na unidade consumidora com a rede elétrica, restou o estudo sobre a condição operacional da unidade sobre a energia injetada, uma vez que o entendimento da diretoria, de que a sua exclusão do Sistema de Compensação de Energia Elétrica (SCEE), não remediaria a situação.
Regras sem alterações da proposta em consulta
– Associação para geração compartilhada
Não houve alteração na proposta. No voto, ficou entendido que a Lei nº 14.300 ampliou o escopo de associações para a geração compartilhada, possibilitando, além dos consórcios e cooperativas, o condomínio civil voluntário ou edilício, ou qualquer outra forma de associação civil, desde que instituída para esse fim.
– Isenção da obrigação de apresentação de garantia
O voto entendeu ser necessário manter a isenção para evitar utilização dessas modalidades apenas com o intuito de esquivar-se da obrigação. A restrição não afeta os agentes que efetivamente queiram se conectar e permanecer nas modalidades isentas da garantia de fiel cumprimento (GFC), uma vez que a restrição ora proposta lhes seria indiferente.
– Vedação à comercialização de parecer de acesso
Segundo entendimento do relator, a comercialização acarretaria ao menos três problemas: de inúmeros pleitos de conexão, sem que haja real intenção do solicitante em se conectar; direcionamento de mão de obra das distribuidoras para dar vazão a esses pleitos, que pode refletir em aumento de custos operacionais; e prejuízo aos investidores efetivamente interessados em se conectar.
Desse modo, não foram estabelecidos mecanismos ou critérios objetivos para caracterizar venda de orçamento de conexão, que oferta um conjunto de providências a serem tomadas quando caracterizada tal prática.
– Destinação dos excedentes de energia
Não houve alteração na proposta, uma vez que o Marco Legal explicita que os excedentes são apurados no ciclo de faturamento corrente e que os créditos são registrados e alocados para o uso em ciclos de faturamentos subsequentes.
– Vedação à divisão de central geradora
Após análise das áreas técnicas, a agência entendeu que a divisão das centrais geradoras poderia penalizar aqueles que, de boa-fé, desejassem dividir de forma legítima. Desta maneira, o relator acredita ser mais adequado não obstar a participação no SCEE de divisões, mantendo apenas o critério expresso no texto legal.
Em relação, aos critérios de caracterizar ou descaracterizar a divisão, o relator considerou os argumentos como frágeis e facilmente contornáveis.
E o que havia mudado da proposta para o voto:
-SCEE e Regras de Faturamento
As unidades participantes do SCEE, após um período de transição, ficarão sujeitas à incidência de todas as componentes tarifárias não associadas ao custo da energia sobre as grandezas elétricas compensadas, abatidos os benefícios propiciados pelas centrais de MMGD, cujas diretrizes de valoração serão definidas pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) e os cálculos feitos pela Aneel em 18 meses após a publicação da Lei 14.300.
Assim, a regulamentação ora proposta não fixa a regra definitiva, restando pendente a definição dos benefícios da MMGD. Tal pendência não é vista como um problema pelo diretor, uma vez que o benefício da regra transitória se estende até 2029. Quanto à valoração dos benefícios, a agência ainda espera definição do CNPE.
Já sobre os percentuais relacionados às cobranças pelo uso do fio incidentes sobre a energia compensada, foram propostas alterações por meio da classificação m três tipos : GD I, conexões existentes ou solicitadas até 7 de janeiro de 2023; GD II, a partir de 8 de janeiro de 2023, e GD III a partir de 8 de janeiro e com potência instalada acima de 500 kW, em fonte não despachável na modalidade autoconsumo remoto ou na modalidade geração compartilhada.
No caso da GI foi excluída a possibilidade de encerramento contratual em caso de instalação de sistema de armazenamento. Por outro lado, incluiu-se a hipótese de estabelecer condição de retirada em caso de aumento de potência da central geradora à revelia.
– Geração despachável e sistemas de armazenamento
Na versão submetida à consulta pública, foi proposta limitação à capacidade máxima do sistema de armazenamento, de maneira a minimizar o risco de uso da energia da rede para arbitragem de preços e utilização indevida de subsídio destinado a fontes renováveis ou cogeração qualificada.
Após as contribuições, a sugestão foi a de retirar a limitação, uma vez que o risco de arbitragem de preços através da combinação de sistemas de armazenamento e fontes intermitentes não teria viabilidade econômica neste momento.
A alteração prevê que para ser considerada como fonte despachável, a geração solar precisaria ter capacidade igual ou superior a 20% da geração mensal. No entanto, para essa mudança, as baterias teriam que ser cerca de seis vezes a geração média diária ao proposto originalmente.
Já quanto ao cálculo dessa geração, houve simplificação do cálculo, considerando o fator de capacidade de referência de 16%. Assim, a geração média será obtida pelo produto entre a potência instalada da central geradora, o fator de capacidade, a quantidade de horas do dia e a quantidade de dias do mês.
– Solicitação de conexão
O texto aprimorado passou a contemplar a obrigação da distribuidora de, ao elaborar o orçamento de conexão, realizar estudos para identificar as opções viáveis que eliminem a inversão de fluxo de potência, e que podem ser adotadas individualmente ou em conjunto. Aquelas que incluírem obras de responsabilidade da distribuidora, devem ser submetidas às regras de custeio e de participação financeiras.
Para maior transparência, o voto propôs que o estudo da distribuidora que indicar a ocorrência do fluxo reverso deverá fazer parte do orçamento de conexão, bem como a análise de todas as alternativas e a indicação das responsabilidades em cada caso.
– Garantia de fiel cumprimento
O encaminhamento foi de ampliação do rol de modalidades de garantias para títulos da dívida pública e fiança bancária, mantendo, entretanto, o seguro garantia fora desse rol. Desta forma, o consumidor pode optar, exclusivamente, por apresentar um caução em dinheiro; títulos da dívida pública emitidos sob a forma escritural, mediante registro em sistema centralizado de liquidação e de custódia autorizado pelo Banco Central do Brasil; ou fiança bancária emitida por banco ou instituição financeira devidamente autorizada a operar no país pelo Banco Central do Brasil, sendo que neste caso, a distribuidora deve indicar, no mínimo, quatro bancos ou instituições financeiras a serem escolhidas pelo minigerador.
– Custódia
Neste caso, evitando que a distribuidora não seja onerada por um risco do usuário, a agência incluiu a possibilidade de contratação pelas distribuidoras de instituições financeiras para realizar a gestão das garantias.
– Renúncia ao direito de desistir do orçamento de conexão
Neste caso, foram inseridos no procedimento de conexão a possiblidade de renúncia ao direito de desistir do orçamento de conexão, considerando o direito de desistência da solicitação de conexão com devolução da garantia de fiel cumprimento no prazo de até 90 dias, o que poderia acarretar a suspensão do prazo de início de obra por parte da distribuidora.
– Troca de titularidade
Ficou prevista a possibilidade de o interessado escolher entre solicitar vistoria ou que ela seja “automática”. O novo texto prevê que a troca é permitida após a solicitação de vistoria ou após a aprovação (vistoria automática).
Para os casos em que a troca de titularidade for solicitada após a conexão da microgeração ou minigeração, aplicam-se os procedimentos para tratamento dos créditos remanescentes do antigo titular.
– Participação financeira da conexão de MMGD
O voto do diretor contou com os seguintes aprimoramentos: manutenção da simplificação no cálculo da proporcionalização e da regra vigente para o grupo B; aprimoramento da metodologia de cálculo para o Grupo A – para os casos em que a demanda contratada para geração superar a demanda contratada para consumo -, que deverá compor o cálculo do ERD uma parcela referente à essa demanda de geração; e a inclusão de dispositivos para explicitar que as melhorias ou reforços no sistema de distribuição em função exclusivamente da conexão de microgeração distribuída alcançam os casos em que a instalação não implique necessidade de aumento da potência disponibilizada de carga na unidade consumidora; e explicitação do direito do consumidor de aplicação do marco legal de universalização, nos casos de instalação conjunta de microgeração distribuída.
– Sistemas de medição
Aproveitamento do movimento natural de troca dos medidores devido à instalação de micro ou minigeração distribuída para implantação de medidores com inclusão, além de funcionalidades mínimas, de comunicação remota e/ou apuração de distorção harmônica. A obrigatoriedade de adotar medição inteligente nas novas conexões de micro e minigeração distribuída contribuiria para a correta medição e, assim, o correto faturamento dessas unidades consumidoras pelo uso da rede de distribuição na forma de gerador (pela demanda medida)
Em unidades consumidoras com micro e minigeração distribuída: não realizar troca de medidores com novas funcionalidades mínimas em unidades existentes, seja do Grupo A ou Grupo B, nem em novas unidades do Grupo B; e para as novas conexões de unidades consumidoras do Grupo A, o sistema de medição deve atender as funcionalidades indicadas pela Abinee como já disponíveis no mercado, mas apenas a partir de 1º de janeiro de 2024.
A agência conduzirá atividade específica sobre medição no presente biênio, que suscitará discussão mais detalhada sobre a evolução da medição e culminará com uma CP específica sobre o tema. Propõe-se que os benefícios de se obrigarem novas funcionalidades para unidades do Grupo B sejam discutidos nessa atividade.
– Custo de transporte
Tendo em vista que tanto o micro quanto o minigerador se utilizam do sistema para importar e/ou exportar energia, as tarifas aplicadas ao Grupo B cobrem os custos relativos ao consumo de energia elétrica e ao uso dos sistemas de transporte dessa energia, sem diferenciar unidades consumidoras que possuem e não possuem geração.
O relator concordou que a cobrança de demanda injetada excedente para unidades consumidoras do Grupo B com microgeração distribuída. O entendimento do voto é que os custos relativos à capacidade adicional do sistema acabam por ser redistribuídos a todos os usuários do sistema.
* Colaborou Rodrigo Polito.
