Brasil pode levantar R$ 25 bilhões adicionais (6,5 bilhões de dólares) se as regras de geração distribuída forem mantidas

Se o modelo original da Resolução Normativa nº 482 da ANEEL é mantida, o país deve ter um crescimento de mais de 672.000 novos postos de trabalho única nos segmentos de microgeração fotovoltaica e mini-geração de energia solar distribuída até 2035, de acordo com ABSOLAR.

Uma instalação de geração distribuída. DP World Caucedo

O Brasil pode experimentar um crescimento acelerado da economia se as regras atuais da Resolução Normativa Nº 482 da ANEEL forem mantidas, o que permite que os consumidores gerem e consumam sua própria eletricidade a partir de fontes renováveis. Segundo projeções da Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (ABSOLAR), o país poderá arrecadar R $ 25 bilhões (6,5 bilhões de dólares) em recursos públicos adicionais até 2027.

De acordo com a associação, a permanência das regras em vigor ainda pode estimular a geração de cerca de 672.000 novos postos de trabalho único trabalho nos segmentos de microgeração fotovoltaica e mini-geração de energia solar distribuídos até 2035.

Os dados são coletados em um estudo elaborado pela ABSOLAR e enviado à Agência Reguladora em maio de 2019, durante a Audiência Pública nº 001/2019, da ANEEL. A Audiência discutiu e coletou contribuições da empresa sobre a Análise de Impacto Regulatório (AIR) preparada pela Aneel sobre possíveis melhorias nos padrões aplicados à microgeração e minigeração distribuída no Brasil.

O documento ABSOLAR, ao longo de 158 páginas de análises, estudos técnicos, projeções e recomendações, identifica lacunas e pontos de melhoria no AIR da Aneel. A organização recomenda que a discussão sobre a microgeração e solar fotovoltaica mini-geração distribuída é realizada a partir de uma avaliação abrangente dos atributos da modalidade, destacando os benefícios que o segmento oferece a sociedade brasileira como um todo, incluindo o análise a avaliação dos aspectos econômicos, sociais, ambientais, elétricos, energéticos e estratégicos.

Outro dado relevante do estudo é o aumento de R $ 13,3 bilhões (3,5 bilhões de dólares) em benefícios líquidos para todos os consumidores do setor elétrico até 2035 caso o governo decida manter o atual modelo de REN 482. São os ganhos decorrentes de ter que gerar energia de outras fontes, a redução das perdas de transmissão e distribuição e a redução das contratações de garantias de geração e levar em conta na análise a redução do mercado de distribuidoras de energia elétrica.

O estudo mostra também que, graças ao baixo impacto ambiental da tecnologia solar fotovoltaica, o país também evitará a emissão de 75,38 milhões de toneladas de CO2 até 2035.

Senado de Nova York aprova o maior mandato de energia renovável dos EUA

A provisão de energia renovável de 70% por 2030 na legislação S6599 está em segundo lugar apenas para a meta de 100% até 2032, e inclui metas de 6 GW de energia solar distribuída até 2025 e 3 GW de armazenamento de energia até 2030. Espera-se que ela passe a assembléia hoje.

O governador do estado de Nova York, Andrew Cuomo, está pronto para aprovar uma proposta ambiciosa de 100% de renováveis. Diana Robinson / Wikimedia Commons

O movimento de energia 100% renovável concentrou-se na obtenção de compromissos estaduais e municipais, mas esse apelo à ação carece de uma dimensão crítica: o tempo. E nem todos os mandatos de energia 100% limpa e renovável são os mesmos. Massachusetts pode reivindicar um mandato de 100% de energia renovável; no entanto, a linha do tempo é tão lenta que não tem sentido.

A maioria dos mandatos de energia 100% limpa que varreram os EUA - muitos nos últimos seis meses - estabeleceu a meta de 2045 ou 2050 para a descarbonização total da eletricidade. Isso significa que as metas de médio prazo estabelecidas por elas podem ser mais importantes para as indústrias de energia renovável e a mitigação do clima. Entre essas medidas, o poder renovável de 60% da Califórnia até 2030 tem sido a principal luz.

Nova York está agora à beira de aprovar o segundo mandato de energia renovável mais agressivo do país, com seu Senado aprovando o S6599 ontem à noite. A lei de proteção e liderança climática do Estado de Nova York tem muitas disposições que afetam múltiplos setores que resultam em uma redução de 100% nas emissões de gases causadores do efeito estufa até 2050, com o objetivo declarado de “exercer um papel de liderança global na mitigação de gases de efeito estufa”. e adaptação às mudanças climáticas ”.

Como um pilar central da legislação, o projeto formalizaria o plano do governador Andrew Cuomo de que as usinas do Estado obtenham 70% de sua eletricidade a partir de fontes renováveis ​​até 2030, acima dos atuais 50%, e que alcancem 100% de eletricidade com zero carbono. até 2040.

Uma meta de 50% até 2030 já coloca Nova York em um empate de quatro vias para a quarta mais agressiva meta de 2030 de renováveis ​​no país. Se o projeto for aprovado, ele superaria até mesmo a Califórnia e colocaria seu mandato no mesmo nível da meta de Vermont de 75% até 2032, superada apenas pelos 100% de Washington DC até 2032.

Qualquer um tentado a ver a ambição de Nova York como a segunda melhor deve ter em mente que o estado tem uma população de 19,5 milhões, enquanto Washington DC tem apenas 700.000 habitantes e 600.000 Vermont. Isso significa que tal alvo não significa apenas muito mais energia solar, eólica e baterias, mas provavelmente terá um maior impacto nas políticas nacionais e globais.

O projeto de lei também estabelece metas para implantar 6 GW de energia solar distribuída até 2025, 3 GW de armazenamento de energia até 2030 e 9 GW de energia eólica offshore até 2035.

Alcançando 70% e 100%

O projeto seria uma tarefa da Comissão de Serviços Públicos do estado para criar um programa para atingir a marca de 70% até 2030 e 100% até 2040, e parece dar aos reguladores uma boa liberdade em como fazê-lo. O programa seria revisado em 2024 e a cada dois anos depois disso.

Quanto ao objetivo solar distribuído de 6 GW - uma disposição fundamental dos planos do Governador Cuomo - os reguladores têm até julho de 2024 para estabelecer um programa, uma data apenas seis meses antes da meta. E enquanto o diretor regional do Vote Solar Northeast, Sean Garren, disse à revista pv ele espera um programa muito antes disso, qualquer um que tenha seguido o processo Reformando a Visão de Energia sabe que criar políticas em Nova York pode ser dolorosamente lento.

É importante notar que todas as metas de energias renováveis ​​são ambiciosas, não só em comparação com outros estados, mas também em termos do progresso de Nova York até o momento. De acordo com dados do Departamento de Energia dos Estados Unidos, a energia renovável no Estado representou cerca de um quarto da geração de eletricidade de Nova York no ano passado, mas a grande maioria disso se deve à energia hidrelétrica. A energia solar no estado atendeu a menos de 1,3% da demanda, e o vento, menos de 3%, com a parcela de ambos em torno de metade da média nacional.

Pronto para ir

No entanto, a administração Cuomo demonstrou disposição para agir com ousadia tanto no nível de geração distribuída (DG) quanto em renováveis ​​em grande escala, com um programa de subsídios em bloco da Autoridade de Pesquisa e Desenvolvimento Energético do Estado de Nova York e uma série de solicitações massivas mostrando o estado significa negócios.

O S6599 deve primeiro passar a Assembleia de Nova York hoje durante o último dia da sessão - a menos que o período legislativo seja estendido. No entanto, como a assembléia aprovou uma versão similar do projeto, Garren, da Vote Solar, disse que a passagem é provável. Uma assinatura do governador Cuomo está garantida quando o político anunciou um acordo na manhã de segunda-feira declarando que a legislação está boa.

A partir daí, será sobre a implementação e aprenderemos com que rapidez Nova York pode se mover.

UE publica diretiva e regulamentos para Pacote de Energia Limpa

Os dois documentos instam os países membros a adotarem marcos legislativos mais favoráveis ​​para ajudar a melhorar a operação das energias renováveis ​​e da geração distribuída em relação a outras redes de energia de gás ou calor. Espera-se também que as novas disposições facilitem o desenvolvimento de comunidades e agregadores de energia, enquanto abrem o mercado de serviços de flexibilidade a pequenos produtores de energia.

Depois de dar a luz verde final para o seu pacote de energia limpa no final de maio , a Comissão Europeia publicou dois documentos importantes no Jornal Oficial da União Europeia, que serão cruciais para a sua implementação, após o lançamento do pacote no final de 2016: a Diretiva (UE) 2019/944 que estabelece regras comuns para o mercado interno da eletricidade e altera a Diretiva 2012/27 / UE e o Regulamento (UE) n.º 2019/943 relativo ao mercado interno da eletricidade.

O primeiro documento, que estabelece regras gerais para a formação de um novo mercado comum de eletricidade na UE, insta todos os Estados membros a apoiar o comércio transfronteiriço de eletricidade, facilitar a participação do consumidor, sustentar investimentos em geração de energia flexível - incluindo armazenamento e eletromobilidade. - e melhorar as interconexões entre os diferentes sistemas nacionais de energia. 

As disposições também exigem, entre outras coisas, que os mercados de eletricidade sejam competitivos e centrados no consumidor, assegurando ao mesmo tempo que os consumidores de eletricidade tenham liberdade para comprar energia do fornecedor de sua escolha. Os consumidores também podem ter mais de um contrato de fornecimento de eletricidade ao mesmo tempo, desde que as conexões necessárias e os pontos de medição sejam estabelecidos. Além disso, os consumidores devem ter liberdade para comprar e comercializar serviços de eletricidade independentemente de seus fornecedores de eletricidade.

Além disso, espera-se que os países membros da UE permitam que os produtores de energia forneçam clientes em seus territórios por meio de linhas diretas, sem estarem sujeitos a procedimentos ou custos administrativos desproporcionais. Solicitou aos Estados membros que não introduzam nem mantenham requisitos, taxas administrativas, procedimentos e encargos para clientes ativos que participam no mercado de energia através de seus próprios geradores de energia distribuída ou através do mercado de agregação, com encargos de rede que devem refletir os custos.

Ainda assim, os países da UE são convidados a favorecer a criação das chamadas comunidades energéticas cidadãs e a garantir que elas tenham acesso a todos os mercados de eletricidade, diretamente ou por meio da agregação, de maneira não discriminatória. A participação da resposta da demanda por agregação também é fortemente recomendada pela CE no documento.

“Os Estados membros assegurarão que os operadores das redes de transmissão e os operadores das redes de distribuição, quando contratem serviços auxiliares, tratem os participantes do mercado envolvidos na resposta à demanda de maneira não discriminatória, ao lado dos produtores, com base em suas capacidades técnicas”, afirma.

Quanto à introdução de contadores inteligentes, o documento solicita aos países da UE que assegurem que os consumidores contribuam para os custos de implantação associados de uma forma transparente e não discriminatória, sublinhando simultaneamente os benefícios a longo prazo que podem acrescentar a toda a cadeia de valor. .

O segundo documento, com o objetivo de fornecer os princípios fundamentais do futuro mercado comum de eletricidade, descreve como uma troca internacional de eletricidade deve ser conduzida, ao mesmo tempo em que estabelece as regras básicas para incentivar a formação de preços livres ea geração e demanda mais flexíveis.

“As regras do mercado devem oferecer incentivos adequados ao investimento para geração, em particular para investimentos de longo prazo em um sistema elétrico descarbonizado e sustentável, armazenamento de energia, eficiência energética e resposta à demanda para atender às necessidades do mercado”, diz o regulamento.

Os documentos também fornecem indicações para o mercado de balanceamento, negociação nos mercados diários e intradiários, despacho de resposta de geração e demanda e reexpedição.

Brasil tenta proteger os direitos adquiridos na atualização das regras de geração distribuída

O Parque Solar Fotovoltaico em Inés Indart, na Argentina, foi realizado no âmbito do Programa de Geração Distribuída Renovável promovido pela Proinged. Fonte: Cooperativa Limitada de Consumo de Energia Elétrica da Salto.

A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), apoiada pela ABSolar, reafirma o compromisso do regulador de preservar os direitos adquiridos dos consumidores que já possuem uma instalação fotovoltaica de geração distribuída.

Durante o debate sobre a geração distribuída no Brasil, Daniel Vieira, assessor da Diretoria Colegiada da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), ele reafirmou o compromisso do regulador para preservar os direitos adquiridos dos consumidores que já têm um sistema fotovoltaico geração distribuída.

Segundo Vieira, a atualização da Resolução Normativa nº 482 da ANEEL, que permite aos consumidores gerar e consumir energia própria a partir de fontes renováveis ​​com maior liberdade e economia, só entrará em vigor quando o Brasil atingir um nível mínimo de participação. a geração distribuída na matriz elétrica nacional.

"Mudanças nas regras de geração distribuída no Brasil, deverá ser publicado no segundo semestre deste ano, só será válida para novas conexões no Brasil, garantindo assim a segurança jurídica e contratos dos pioneiros que acreditaram nesta tecnologia "Vieira disse durante uma reunião convocada pela Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (ABSolar) em São Paulo na semana passada. Um dos temas centrais da discussão foi o modelo de valoração da eletricidade e os benefícios da microgeração e da minigeração solar fotovoltaica distribuída para o setor elétrico, a sociedade brasileira e o desenvolvimento sustentável do país.

Ao longo do processo de debate regulatório, a ABSolar orientou a discussão sobre microgeração e microgeração solar fotovoltaica distribuída a partir de uma avaliação de alto nível, focada nos benefícios proporcionados à sociedade brasileira como um todo. "Na última audiência pública, as equipes técnicas da Aneel incorporaram corretamente vários dos atributos positivos da geração distribuída na metodologia de análise, comparando esses atributos com os possíveis custos existentes", lembrou o CEO da ABSOLAR, Rodrigo Sauaia. Segundo ele, apesar de ser um bom começo, o projeto continua incompleto. "Há uma necessidade de melhorias, como ajustar premissas importantes e incorporar os outros benefícios relevantes que a geração distribuída adiciona ao país que ficaram de fora da análise", explicou.

Ronaldo Koloszuk, presidente do Conselho de Administração da ABSolar, lembrou que embora a geração distribuída esteja finalmente começando a crescer no país, o Brasil está muito atrás do mundo. "Portanto, ainda é cedo demais para qualquer mudança na norma. A geração solar fotovoltaica distribuída trouxe liberdade e escolha para menos de 75.000 usuários dos mais de 84 milhões de consumidores que ainda dependem de distribuidores. Em outras palavras, não representa nem metade de uma gota em um oceano de brasileiros cada vez mais pressionados por altas tarifas ”, disse Koloszuk.

De acordo com Barbara Rubim, vice-presidente de Geração Distribuída ABSolar, atualizar o marco regulatório deve considerar amplamente, energia, benefícios elétricos, econômicos, sociais e ambientais. "Além de reduzir as perdas na transmissão e distribuição e reduzir a capacidade, é necessário considerar, por exemplo, adiando investimentos em transmissão e distribuição de energia eléctrica, efeito bairro rede de alívio, gerando empregos, diversificação da matriz elétrica e redução das emissões de gases de efeito estufa, entre outros ", concluiu.

sistemas fotovoltaicos instalados no Brasil sob o quadro regulamentar para a geração distribuída, que inclui todas as instalações que não excedam 5 MW em tamanho, alcançou 501,9 MW no final de dezembro de 2018, de acordo com estatísticas publicadas pelo ABSolar .

Debate sobre geração distribuída e alteração da resolução 482/2012 da Aneel divide setor

Se em uma roda de gaúchos, quando o tema é futebol, o assunto mais acirrado é o Grenal, no setor elétrico o mesmo pode ser dito atualmente sobre a discussão que está sendo promovida pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) quanto às normas da geração distribuída (produção de eletricidade para satisfazer o consumo próprio, normalmente através painéis fotovoltaicos).

Se por um lado as distribuidoras de energia defendem que alterações são necessárias para que as concessionárias não sejam prejudicadas, os empreendedores da geração distribuída, especialmente os da área de produção solar, temem que mudanças mais radicais possam refrear esse mercado.

A audiência pública para colher subsídios e informações adicionais para a Análise de Impacto Regulatório (AIR) da revisão da Resolução Normativa nº 482/2012, que trata das regras para micro e minigeração distribuída, foi aberta em janeiro e se estenderá até 19 de abril.

Quem adota a geração distribuída pode jogar na rede elétrica o excedente do que foi produzido em relação ao seu consumo próprio e depois obter créditos com a sua distribuidora para abater da sua conta de luz, nos momentos que utiliza a energia da concessionária.

Atualmente, 100% da energia que o minigerador joga na rede pode ser compensada da sua conta. No entanto, para as distribuidoras, esse modelo não representa uma remuneração adequada da rede de distribuição, e, para os minigeradores, é preciso que o sistema atual seja mantido para consolidar o mercado.

Empreendedores da área solar temem que mercado seja prejudicado

Em princípio, a Aneel está analisando hipóteses como manter as regras atuais ou diminuir o percentual de compensação de energia injetada na rede (os índices sugeridos para possíveis compensações, inicialmente, são de 100%, 72%, 66%, 59%, 51% e 37%).

A mudança seria feita a partir de “gatilhos”, quando os sistemas locais de geração distribuída (onde a produção é feita na própria unidade consumidora) atingir 3,4 mil MW instalados e a geração remota (o sistema gerador está instalado em local distinto do lugar de consumo) 1,25 mil MW.

Atualmente, conforme dados da Aneel, a geração remota representa 178 MW instalados, e a local, 558 MW (somados esses números, representam uma potência equivalente a duas usinas como Candiota 3).

O advogado Frederico Boschin, da Souza Berger Advogados e especialista na área de energia, atesta que as concessionárias veem a geração distribuída como uma remuneração equivocada.

Na ótica dessas empresas, quem gera a sua própria energia paga uma tarifa mínima que não cobre o custo da concessionária que tem que disponibilizar a rede de distribuição. Boschin reforça que as distribuidoras estão pressionando a agência reguladora para que seja aplicada uma taxa extra sobre quem faz a sua própria geração.

A geração distribuída do ponto de vista regulatório e nanceiro, ressalta o advogado Frederico Boschin, é um dos melhores investimentos que podem ser feitos.

Uma prova disso é o crescimento do número de conexões. De acordo com a Aneel, de 2012 para cá, já foram implantadas mais de 60 mil unidades produtoras de energia, dentro do segmento de geração distribuída.

Boschin admite que as mudanças das regras, aceitando um maior ressarcimento para as distribuidoras, pode atrapalhar o retorno do investimento, mas sustenta que não acabará com a viabilidade da geração distribuída e, por consequência, a instalação de painéis fotovoltaicos.

“O que pode ocorrer é aumentar o prazo de retorno do investimento em um ou dois anos”, salienta. O advogado acrescenta que as tarifas de energias têm uma tendência de crescimento contínuo, ou seja, o preço da eletricidade sempre aumentará tornando atrativa a geração própria. Boschin destaca, como outro ponto favorável, os custos dos equipamentos que vêm caindo.

O advogado salienta que é provável que as alterações nas regras devam vigorar a partir do próximo ano, com os contratos antigos sendo respeitados.

“Por isso, há uma tendência de uma aceleração muito grande no mercado para aproveitar a regra velha até o m de 2019″, enfatiza. O diretor da Comerc ESCO, Marcel Haratz, acredita que, tecnicamente, o crescimento da geração distribuída, particularmente com a fonte solar, poderá implicar alguma complexidade para as distribuidoras, mas não agora.

“Talvez, quando esse tipo de geração atingir 10% ou 15% do total da matriz elétrica brasileira, poderá trazer algum impacto para o sistema”, projeta.

Porém, Haratz ressalta que a energia solar tem vantagens, como poder car perto do centro de carga e seu ápice de geração encontra-se no momento de maior consumo, quando a incidência solar está mais forte.

Por isso, o diretor da Comerc ESCO considera os reexos da geração distribuída como sendo mais positivos do que negativos. Haratz julga que o pleito das distribuidoras será “mais do que um freio no mercado, será uma pancada muito forte”. Contudo, a energia solar e a geração distribuída continuarão a crescer e ter papéis relevantes, aposta o executivo.

Um dos argumentos utilizados pela Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee) para defender a mudança nas regras da geração distribuída é o ônus que a prática implica para os demais consumidores de energia.

Conforme o diretor da Abradee Marco Delgado hoje existe uma espécie de subsídio cruzado, que está implícito e é arcado pelos demais clientes das concessionárias. “Como agora a geração distribuída tem escala, tem competição, tem preço, não precisa mais de subsídio, pode se desenvolver de uma maneira sadia”, frisa o executivo.

O presidente da Associação Brasileira de Companhias de Energia Elétrica (ABCE), Alexei Vivan, detalha que o pedido das distribuidoras é serem remuneradas pelo uso total da rede, e não apenas pela diferença da geração e do consumo de quem pratica a geração distribuída.

Essa utilização da rede, explica o dirigente, demanda manutenção e investimentos, e a distribuidora não está sendo remunerada por esse uso. Esse custo, explica Vivan, para que a empresa não tenha um desequilíbrio nanceiro, é cobrado na conta de luz das distribuidoras, rateado pelos demais consumidores.

O dirigente atribui razão às distribuidoras quanto ao argumento que os consumidores que geram sua própria energia usam duas vezes a rede das concessionárias, para consumir e injetar essa eletricidade.

“Eles até pagam a rede para injetar, mas, com a regra como está hoje, só pagam a diferença entre o que injetam e o que consumem”, comenta. O presidente da ABCE reforça que o pleito das distribuidoras é serem remuneradas pelo uso total da rede e não apenas pela diferença da geração e do consumo.

De acordo com cálculos da Abradee, esse subsídio cruzado da geração distribuída onerou as concessionárias e outros consumidores em 2018 na ordem de R$ 270 milhões, e, se não houver alterações nas regras, esse montante, em 2020, chegará a mais de R$ 1 bilhão.

Delgado recorda que a Resolução Normativa nº 482/2012, que possibilitou a criação do mercado de geração distribuída no País, já nasceu com um artigo que apontava a necessidade de revisão da norma.

Conforme Delgado, o custo para instalar equipamentos de geração distribuída, como painéis fotovoltaicos, vem caindo com o passar do tempo, e o setor está chegando à sua maturidade.

“Por isso, nessa revisão, é um momento oportuno de se colocar uma tarifação mais adequada, que remunere os serviços efetivamente prestados pelas redes elétricas”, defende o dirigente.

Absolar chama a atenção para benefícios proporcionados pela atividade

No momento de avaliar a alteração das regras da geração distribuída, é preciso levar em conta os benefícios que essa atividade proporciona, defende o presidente executivo da Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar), Rodrigo Sauaia.

Entre as vantagens dessa prática, o dirigente cita a possibilidade de evitar a ativação de termelétricas e a importação de energia, gerações mais caras. Também cria empregos e permite uma economia de gastos para quem investe na área.

Sauaia enfatiza que o Brasil ainda está atrasado em relação ao uso da geração distribuída e, por isso, é importante ter esse debate com muita cautela e calma, para se tomar decisões regulatórias bem retidas.

O dirigente recorda que a discussão dentro da Aneel, nessa primeira fase, irá até abril, e um texto com propostas deve ser apresentado no segundo semestre. O presidente executivo da Absolar alerta que uma grande mudança na metodologia da compensação dos créditos, neste momento, poderia ter um impacto prejudicial no desenvolvimento do mercado.

Para Sauaia, o crescimento da geração distribuída não acarreta uma transferência de custo para outros consumidores maior do que os benefícios que a ação traz para o sistema elétrico.

“A Aneel fez um levantamento de custos e benefícios, e a conclusão preliminar da agência é que, no modelo atual, existem mais custos do que benefícios, e esse não é o nosso entendimento”, frisa.

O presidente da ABCE, Alexei Vivan, concorda que, do ponto de vista técnico, a geração distribuída, desenvolvendo-se ainda mais, será vantajosa para o setor elétrico, pois acabará injetando energia em vários pontos da rede. Essa característica diminui as perdas de energia, pois a geração está perto da área de consumo, evitando o transporte de energia por longas distâncias.

“Precisa se achar um meio termo entre o que está sendo demandado da rede e o que a benecia. Eu acho que ainda a rede está sendo mais demanda do que beneficiada, então tem que ter um pagamento adicional”, pondera. Entretanto, Vivan reitera que é preciso considerar os benefícios dessa adição de energia no sistema elétrico no momento de onerá-la.

Aneel avalia reduzir benefícios à produção de energia solar em casa a partir de 2020

Agência abriu audiência pública sobre novas regras, que opõem distribuidoras e geradores solares.

A diretoria da Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica) abriu nesta terça-feira (22) uma audiência pública sobre proposta que prevê mudanças a partir de 2020 nas regras da chamada geração distribuída, modelo em que consumidores têm sua demanda atendida por painéis solares ou outras formas de geração própria.A revisão nos regulamentos, que já era prevista, acontece em meio a um acelerado crescimento dessa modalidade de geração, que saiu quase do zero em 2012, quando as regras foram introduzidas, para mais de 660 megawatts atualmente, ou 53,5 mil sistemas instalados pelo país.

A geração distribuída (GD) tem atraído investimentos de grandes elétricas no Brasil, como Engie, AES e CPFL, da chinesa State Grid, entre outras, e movimentado ainda uma série de pequenos instaladores e vendedores de sistemas de geração, principalmente com placas solares.1 5Como funciona a geração distribuída de energia. 

Mas a modalidade sofre críticas das distribuidoras de energia, que alegam que os incentivos dados à tecnologia geram custos para elas e os demais consumidores.

"Em grandes linhas, o sinal (que queremos dar) é de que a geração distribuída é inexorável... estamos atentos ao que está acontecendo no mundo, e a realidade é que não podemos impedir seu avanço no Brasil. 

Pelo contrário, nós como agência reguladora estamos aqui para dar os sinais corretos", defendeu o diretor-geral da Aneel, André Pepitone."Temos que fazer isso com equilíbrio, para que não ocasione sobrecustos ao consumidor... para permitir o avanço da GD aliado ao sinal econômico correto para o segmento de distribuição de energia", acrescentou.Pela regra atual, toda energia gerada pelas instalações de geração dos consumidores é descontada da conta de luz.

A proposta da Aneel, apresentada pelo diretor Rodrigo Limp, é de que a partir de determinados patamares em termos de sistemas instalados a regra mude e alguns custos gerados pela geração distribuída sejam abatidos dos créditos gerados pelos consumidores, de forma a evitar custos maiores para os clientes que não adotaram a tecnologia.Nesse modelo, haveria "gatilhos" que acionariam o novo e menos generoso cálculo para as compensações.No caso de instalações de geração no mesmo endereço do consumidor, como placas solares em telhados, a regra mudaria a partir do atingimento de certa capacidade em sistemas na rede de uma mesma distribuidora.

Em instalações remotas, como fazendas solares construídas para atender clientes, também seria mantido o atual modelo até certo patamar em cada distribuidora, com a regra ainda endurecendo novamente no futuro após registrada uma segunda marca.O objetivo, segundo Limp, seria permitir que a tecnologia se consolide antes da aplicação das regras mais severas --ele afirmou que deve ser possível ao Brasil chegar a 3,365 gigawatts em capacidade em sistemas de geração em telhados e 1,25 gigawatt em sistemas remotos antes de qualquer mudança prática.

Investidores do setor de energia solar pediam que não houvesse qualquer alteração nas normas, mas o diretor defendeu que manter o atual regulamento no longo prazo geraria custos bilionários para os consumidores que não possuem geração própria."Essa proposta não é de forma alguma uma proposta final da agência, muito pelo contrário, é o início de um debate", afirmou Limp.

A audiência pública sobre as regras ficará aberta até 19 de abril. Ela faz parte de um processo já previsto desde 2015, segundo o qual as normas passariam por uma revisão "com foco no aspecto econômico" até o final de 2019.Os diretores da Aneel também ressaltaram que eventuais mudanças não impactarão clientes que já instalaram sistemas de geração distribuída, mas apenas para aqueles que o fizerem após a formalização das novas regras, a partir de 2020.

DISTRIBUIDORAS RECLAMAM

As distribuidoras de energia, principais opositoras de um crescimento mais acelerado na geração distribuída, alegaram que regras mais restritivas poderiam reduzir a velocidade, mas não impediriam o crescimento da tecnologia.O diretor da Associação Brasileira de Distribuidoras de Energia (Abradee) Marco Delgado argumentou que alguns investimentos em GD têm se pago em até três anos e apresentado taxa interna de retorno de 20 por cento, enquanto mesmo o cenário menos generoso em incentivos aumentaria o prazo de payback em 2,5 anos e levaria o retorno a 12 por cento."Em nenhum cenário há estagnação (da tecnologia), o que estamos falando aqui é da velocidade (com que ela irá se desenvolver)", disse.

ASSISTAM A EXPLICAÇÃO DA ANEEL:

ANEEL fará audiência pública para debater regras de microgeração

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) aprovou nesta terça-feira (22) a abertura de audiência pública para discutir alterações nas regras da mini e microgeração de energia elétrica, a chamada geração distribuída. Por esse modelo, o consumidor é quem produz a própria energia, a exemplo do uso de painéis solares. A audiência pública ocorrerá entre os dias 24 de janeiro e 19 de abril.

Pelas regras atuais, quem produz a própria energia pode injetar a energia excedente gerada na rede da distribuidora. Essa energia pode ser utilizada para abater até a totalidade da conta de luz de uma ou mais unidades do mesmo titular.

No modelo atual, os consumidores não pagam pelo uso da rede de fios das distribuidoras de energia. De acordo com a Aneel, a audiência tem por objetivo analisar diferentes alternativas para “o Sistema de Compensação de Energia Elétrica, previstos na Resolução Normativa 482/2012, tendo em vista a necessidade de definir uma forma de valoração da energia injetada na rede que permita o crescimento sustentável da geração distribuída no Brasil.”

Dados da Aneel mostram que, atualmente, há mais de 53 mil unidades consumidoras usando o sistema de micro ou minigeração distribuída e gerando um total de 660,13 MegaWatts (MW) de energia, a maior parte delas usam placas solares para gerar energia.

A distribuidora guarda essa sobra da energia para ser usada em momentos que o sistema não está gerando energia. Assim, a energia injetada na rede pelo micro ou minigerador acaba sendo valorada pela tarifa de energia elétrica estabelecida para os consumidores.

A proposta da Aneel é que as regras atuais sejam mantidas até que a potência de micro e minigeração distribuída instalada em cada distribuidora alcance determinado nível, tanto para sistemas remotos como locais (quando a compensação ocorre no mesmo endereço onde a energia é gerada).

Segundo a agência, “a manutenção das regras atuais indefinidamente pode levar a custos elevados para os demais usuários da rede, que não instalaram geração própria. Nesse sentido, seria necessária uma modificação nas regras após uma maior consolidação do mercado de geração distribuída.”

O diretor-geral da Aneel, André Pepitone, disse que as novas regras valerão para os novos usuários na geração distribuída. Para quem já está no mercado, valem as regras atuais. “Temos estabilidade regulatória, a regulação é para o futuro, para novos entrantes”, disse Pepitone para quem o crescimento da geração distribuída é um “movimento inexorável, que permite o empoderamento do consumidor”.

A revisão nos regulamentos terá sessões presenciais no dia 21 de fevereiro, em Brasília, e em 14 de março, em São Paulo. Uma terceira reunião será realizada em Fortaleza (CE), em 11 de abril.

Aneel abre audiência para analisar de regras para geração distribuída

Agência quer colher subsídios para encontrar alternativa de cobrança para o uso da rede de distribuição por microgeradores, os consumidores que produzem sua própria energia. foto: Rodrigo Nunes/Esp. CB/D.A Press

Como quem produz a própria energia, por meio de painéis fotovoltaicos ou outras fontes, utiliza a rede elétrica pagando pelo uso do fio o mesmo que os consumidores convencionais, a diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) aprovou, nesta terça-feira (22/1), a abertura de audiência pública para colher subsídios que permitam uma alteração regulatória na Resolução Normativa 482/2012, que trata das regras para micro e minigeração distribuída. 

As distribuidoras temem que, com o aumento exponencial de consumidores que geram a própria energia, o negócio das concessionárias seja prejudicado, com aumento de custo e, consequente, reflexo na tarifa rateada entre todos os brasileiros. Isso, porque a micro e a minigeração distribuída (realizadas por consumidores que também são produtores) utilizam a rede elétrica nas duas direções: tanto para consumir energia, quando não gera, quanto para injetar o excedente na rede. O pagamento pelo uso do fio, no entanto, é pela tarifa convencional.

Continua depois da publicidade

Desde o ano passado, o diretor geral da Aneel, André Pepitone, vem afirmando que a revisão da regulação sobre o tema é necessária que seria realizada em 2019. Hoje, a diretoria da agência deu o primeiro passo: abriu uma consulta pública. A audiência ocorrerá entre 24 de janeiro e 19 de abril deste ano, com sessões presenciais em 21 de fevereiro, em Brasília (DF) e, em 14 de março, em São Paulo (SP). Uma terceira reunião será realizada em Fortaleza (CE), em 11 de abril.

Alternativas

Segundo a Aneel, o “objetivo da tomada de subsídios é analisar diferentes alternativas para o sistema de compensação de energia elétrica, tendo em vista a necessidade de definir uma forma de valoração da energia injetada na rede que permita o crescimento sustentável da geração distribuída no Brasil”.

“Os estudos, porém, indicam que a manutenção das regras atuais indefinidamente pode levar a custos elevados para os demais usuários da rede, que não instalaram geração própria. Nesse sentido, seria necessária uma modificação nas regras após uma maior consolidação do mercado de geração distribuída”, afirmou o órgão regulador.

Pepitone destacou que, quando forem aprovadas, as novas regras valerão para os novos entrantes na geração distribuída. Para quem já está no mercado, valem as regras atuais. “Temos estabilidade regulatória, a regulação é para o futuro, para novos entrantes”, disse. Por conta disso, o crescimento de novos micro e minigeradores vem sendo exponencial desde o ano passado.

Aneel começa debate para mudar regras sobre geração distribuída a partir de 2020

A diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) abriu nesta terça-feira uma audiência pública sobre proposta que prevê mudanças a partir de 2020 nas regras da chamada geração distribuída, modelo em que consumidores têm sua demanda atendida por painéis solares ou outras formas de geração própria.

Linhas de transmissão de alta tensão em Brasília 31/08/2017 REUTERS/Ueslei Marcelino Foto: Reuters

A revisão nos regulamentos, que já era prevista, acontece em meio a um acelerado crescimento dessa modalidade de geração, que saiu quase do zero em 2012, quando as regras foram introduzidas, para mais de 660 megawatts atualmente, ou 53,5 mil sistemas instalados pelo país.

A geração distribuída (GD) tem atraído investimentos de grandes elétricas no Brasil, como Engie, AES e CPFL, da chinesa State Grid, entre outras, e movimentado ainda uma série de pequenos instaladores e vendedores de sistemas de geração, principalmente com placas solares.

Mas a modalidade sofre críticas das distribuidoras de energia, que alegam que os incentivos dados à tecnologia geram custos para elas e os demais consumidores.

"Em grandes linhas, o sinal (que queremos dar) é de que a geração distribuída é inexorável... estamos atentos ao que está acontecendo no mundo, e a realidade é que não podemos impedir seu avanço no Brasil. Pelo contrário, nós como agência reguladora estamos aqui para dar os sinais corretos", defendeu o diretor-geral da Aneel, André Pepitone.

"Temos que fazer isso com equilíbrio, para que não ocasione sobre custos ao consumidor... para permitir o avanço da GD aliado ao sinal econômico correto para o segmento de distribuição de energia", acrescentou.

Pela regra atual, toda energia gerada pelas instalações de geração dos consumidores é descontada da conta de luz.

A proposta da Aneel, apresentada pelo diretor Rodrigo Limp, é de que a partir de determinados patamares em termos de sistemas instalados a regra mude e alguns custos gerados pela geração distribuída sejam abatidos dos créditos gerados pelos consumidores, de forma a evitar custos maiores para os clientes que não adotaram a tecnologia.

Nesse modelo, haveria "gatilhos" que acionariam o novo e menos generoso cálculo para as compensações.

No caso de instalações de geração no mesmo endereço do consumidor, como placas solares em telhados, a regra mudaria a partir do atingimento de certa capacidade em sistemas na rede de uma mesma distribuidora.

Em instalações remotas, como fazendas solares construídas para atender clientes, também seria mantido o atual modelo até certo patamar em cada distribuidora, com a regra ainda endurecendo novamente no futuro após registrada uma segunda marca.

O objetivo, segundo Limp, seria permitir que a tecnologia se consolide antes da aplicação das regras mais severas --ele afirmou que deve ser possível ao Brasil chegar a 3,365 gigawatts em capacidade em sistemas de geração em telhados e 1,25 gigawatt em sistemas remotos antes de qualquer mudança prática.

Investidores do setor de energia solar pediam que não houvesse qualquer alteração nas normas, mas o diretor defendeu que manter o atual regulamento no longo prazo geraria custos bilionários para os consumidores que não possuem geração própria.

"Essa proposta não é de forma alguma uma proposta final da agência, muito pelo contrário, é o início de um debate", afirmou Limp.

A audiência pública sobre as regras ficará aberta até 19 de abril. Ela faz parte de um processo já previsto desde 2015, segundo o qual as normas passariam por uma revisão "com foco no aspecto econômico" até o final de 2019.

Os diretores da Aneel também ressaltaram que eventuais mudanças não impactarão clientes que já instalaram sistemas de geração distribuída, mas apenas para aqueles que o fizerem após a formalização das novas regras, a partir de 2020.

DISTRIBUIDORAS RECLAMAM

As distribuidoras de energia, principais opositoras de um crescimento mais acelerado na geração distribuída, alegaram que regras mais restritivas poderiam reduzir a velocidade, mas não impediriam o crescimento da tecnologia.

O diretor da Associação Brasileira de Distribuidoras de Energia (Abradee) Marco Delgado argumentou que alguns investimentos em GD têm se pago em até três anos e apresentado taxa interna de retorno de 20 por cento, enquanto mesmo o cenário menos generoso em incentivos aumentaria o prazo de payback em 2,5 anos e levaria o retorno a 12 por cento.

"Em nenhum cenário há estagnação (da tecnologia), o que estamos falando aqui é da velocidade (com que ela irá se desenvolver)", disse.

O que muda na conta de energia após a instalação do sistema fotovoltaico?

Para as contas das unidades de baixa tensão, além das mudanças no layout, foram detalhadas informações sobre a instalação, quantidade de energia consumida e injetada na rede, saldo de créditos com a concessionária, entre outras.

Após a instalação do sistema fotovoltaico, sua fatura de energia passará por algumas alterações. Saiba quais são e entenda as informações adicionadas!

A partir da criação do “Sistema de Compensação de Energia Elétrica” regulamentado pela ANEEL em 2012 através da Resolução Normativa REN nº 482, os consumidores de energia passaram a ter a possibilidade de gerar a própria energia. Com esta possibilidade, todos os consumidores que instalaram seus sistemas fotovoltaicos puderam observar uma mudança na conta de luz. A mais facilmente percebida foi a redução no valor da conta. Contudo, houve outras mudanças. Novas informações foram acrescentadas à conta de energia e os consumidores passaram a acompanhá-la com maior frequência.

Este acompanhamento foi suficiente para perceber alguns erros nas faturas. Tanto no que diz respeito às informações de leitura, quanto às informações de faturamento.

Por este motivo, explicaremos as principais mudanças que ocorreram na fatura de energia (das unidades consumidoras atendidas em baixa tensão) que podem auxiliar a esclarecer dúvidas e identificar erros.

As principais modificações que ocorreram na fatura de energia depois da instalação do sistema fotovoltaico foram nos campos: Classe e Subclasse, Informações Técnicas, Informações Gerais e Valores Faturados. Vamos ver o que mudou em cada campo.

Como era e como ficou a conta de luz antes do Sistema Fotovoltaico?

Vejamos cada um dos itens que sofreram modificações na fatura de energia dos consumidores atendidos em baixa tensão.

Atenção! As informações analisadas neste blogpost são baseadas na fatura de energia da Cemig – Companhia Energética de Minas Gerais S.A. O layout e as expressões utilizadas podem variar de acordo com a concessionária de sua região, mas representam os mesmos dados.

Figura 1 – Fatura antes da GD

• 1. Classe e Subclasse

Também chamadas de Classificação da Unidade Consumidora.

Antes da GD: a classe a subclasse apresentavam o tipo de unidade consumidora e a configuração do circuito de alimentação (monofásico, bifásico ou trifásico).

Os tipos de unidade consumidora poderiam ser: Residencial, Industrial, Comercial, Rural, Poder Público ou Serviço Público.

Depois da GD: A subclasse ganhou uma denominação complementar. Todos os tipos de unidades consumidoras ganharam o complemento Ger. Distribuída, referente a unidade de geração distribuída de energia elétrica (em geral, os sistemas fotovoltaicos).

• 2. Informações Técnicas

Também pode ser chamada de Discriminação da Operação.

Antes da GD: Nas informações técnicas havia apenas um tipo de registro de medição chamada Energia (kWh). E que correspondia apenas a Energia ativa consumida. Cabe destacar que dependendo da distribuidora de energia elétrica a expressão pode mudar para Energia Consumida, Energia Ativa Consumida ou, simplesmente, Energia. Todas elas referem-se ao mesmo significado e apresentam o valor de energia em kWh.

Depois da GD: Passou a apresentar, também, a Energia Injetada (em kWh), indicando o valor de energia que foi injetado na rede.

• 3. Informações Gerais

Também chamada de informações sobre a fatura.

Antes da GD: Eram apresentadas informações das bandeiras tarifárias e outras informações sobre legislação.

Depois da GD: Passaram a ser apresentadas as informações sobre os créditos de energia, bem como sua validade.

Até momento, a única fonte de informação que registra os créditos de energia é a fatura.

• 4. Valores faturados

Também chamado de descrição da operação.

Antes da GD: Os valores faturados apresentavam a quantidade de energia consumida, o respectivo valor do kWh (unidade de medida).

Depois da GD: Passaram a apresentar os valores faturados da quantidade de energia injetada na rede elétrica, com o respectivo valor do kWh e o valor final da energia injetada.

Dependendo da distribuidora de energia, esses valores podem ser apresentados de forma separada, indicando a Tarifa de Energia (TE) e a Tarifa do Uso do Sistema de Distribuição (TUSD).

Cada uma das parcelas que sofreram modificação estão destacadas na imagem abaixo:

Figura 2 – Fatura depois da GD

O que é importante observar?

É importante observar que o campo Informações Técnicas apresentam dados de leitura, enquanto que o campo Valores Faturados, apresenta os valores que foram considerados para aplicação da tarifa de energia e cálculo do valor da conta.

Os valores de energia injetada e consumida presentes nas informações técnicas são os mesmos que devem ser utilizados para o cálculo dos valores faturados. A estes valores serão acrescidos as bandeiras tarifárias, a contribuição de iluminação pública e os impostos. Entretanto, os valores de energia consumida apresentados no campo Informações Técnicas, devem ser os mesmos apresentados no campo Valores Faturados. O que também vale para a energia Injetada.

Outro campo importante de se observar é o de Informações Gerais. Pois, nele são apresentados os créditos de energia e a respectiva data de vencimento desses créditos. É importante verificar se os créditos estão sendo contabilizados de forma correta e a melhor forma para isso é observando e comparando com as informações das faturas anteriores. Neste campo, também será possível identificar as bandeiras tarifárias e a incidência de mais de uma, quando houver mudança de bandeira no meio do período de faturamento.

Concluindo

Após a instalação da GD há quatro principais modificações a serem observadas. Resumimos as mudanças na fatura de energia na tabela a seguir:

É importante ficar atento às modificações para identificar erros e confirmar que o faturamento está sendo realizado de forma correta.

DICA: Esse ano foi lançado o aplicativo da ANEEL, disponível na Google Play e na Apple Store e que, entre outras funções, apresenta a opção entenda sua conta:

Figura 3 – Aplicativo ANEEL

Agora que destacamos as mudanças na fatura de energia, o integrador pode acompanhar e auxiliar o consumidor final, explicando como foi o seu consumo e a economia gerada após o sistema instalado. E, ainda há a possibilidade de utilizar as informações dos sistemas de monitoramento para auditar a fatura mas, isso é tema para outro momento.

Até lá, deixe seu comentário informando se você já teve alguma dificuldade ao identificar estas informações na fatura, para explicá-las aos seus clientes ou outra dificuldade. Sua dúvida pode ser esclarecida em algum dos próximos posts.

Fonte: Gestor Solar

CURSO DE INTERPRETAÇÃO DA ISO 14001:2015

INSCRIÇÕES AQUI!

DESCRIÇÃO DO PRODUTO

O curso aborda a interpretação dos requisitos da norma ISO 14001:2015, ou seja, explica os requisitos que compõe um Sistema de Gestão Ambiental.


Conteúdo programático:

1. Introdução;
2. Sistema de gestão ambiental;
3. Requisitos da ISO 14001 para estruturar um sistema de gestão ambiental;
4. Contexto da organização
5. Liderança
6. Planejamento
7. Suporte (incluindo Recursos)
8. Operações
9. Avaliação de desempenho
10. Melhoria

O aluno terá acesso a apostila, os áudios explicativos e videos, posteriormente receberá o certificado do curso de 16 horas

LINK DE INSCRIÇÃO: https://go.hotmart.com/V10267557G

CAE analisa estímulo a investimento em eficiência energética

Está em tramitação na Comissão de Assuntos Econômicos (CAE) projeto que exclui da apuração da dívida de estados e municípios os financiamentos para aumentar a eficiência energética, preferencialmente os que visem usar energia solar, eólica e de biomassa. Apresentada pelo ex-senador Walter Pinheiro, a proposta recebeu voto favorável do relator, Valdir Raupp (PMDB-PE).

O PRS 72/2013 estabelece que essas operações não sejam computadas na apuração do total devido pelos entes federados prevista na Resolução do Senado 43/2001, que impede a contratação de novos empréstimos caso o estado ou município atinja ou ultrapasse o limite que ela determina. Pela resolução, a dívida total não pode ser maior que 16% da receita corrente líquida e o valor gasto com amortizações, juros e demais encargos da dívida consolidada não pode exceder 11,5% da receita corrente líquida. A norma ainda estabelece que a relação entre o montante da dívida líquida dos estados e a receita corrente líquida é de no máximo 2. No caso dos municípios, o limite máximo é de 1,2.

O autor argumenta que a exceção se justifica não apenas para beneficiar as cidades, atraindo mais turistas, favorecendo o comércio e o lazer e também proporcionando maior segurança, mas também porque geraria grande economia, já que as atuais lâmpadas de sódio ou mercúrio seriam substituídas pelas modernas lâmpadas de LED.

Raupp lembra que a legislação já admite exceções na apuração das dívidas: os empréstimos com a União para financiar a melhoria da gestão fiscal, financeira e patrimonial e o Programa Reluz (Programa Nacional de Iluminação Pública e Sinalização Semafórica Eficiente), as dívidas junto ao BNDES e as operações com a União para ajuste fiscal dos estados e o refinanciamento de dívidas municipais não são somadas para efeito de apuração do limite de endividamento.

“Nada mais apropriado do que estender a citada exclusão às ações de promoção da eficiência energética, de resto porque se trata de uma diretriz que alia como poucas os fundamentos da preservação do meio-ambiente, do desenvolvimento econômico e do bem-estar social”, afirma o senador em seu relatório.

Fonte: Agencia Senado

ENTENDA GERAÇÃO COMPARTILHADA

Para tornar a geração distribuída mais atrativa, a ANEEL publicou a Resolução Normativa nº 687 com algumas modificações e inovações da original Resolução Normativa nº 482. Os empreendimentos de geração foram ampliados, bem como os limites de potência instalada e a geração de energia em condomínios e prédios foi regulada. Além disso, as figuras da Geração Compartilhada e do Autoconsumo Remoto foram criadas e apresentam características semelhantes aos modelos de Shared Solar e Community Solar. 

Segundo a ANEEL (2015), a geração compartilhada se caracteriza pela reunião de consumidores por meio de consórcio ou cooperativa, que possua unidade consumidora com micro ou mini geração distribuída em local diferente das unidades consumidoras, nas quais a energia excedente será compensada. Esses consumidores devem estar dentro da mesma área de concessão ou permissão. Em contrapartida, o autoconsumo remoto é caracterizado por unidades consumidoras de titularidade de uma mesma Pessoa Jurídica ou Pessoa Física, que possua unidade consumidora com micro ou mini geração em local diferente das unidades consumidoras. 

Destaca-se que há uma diferença entre as duas modalidades acima. No autoconsumo remoto há unidades consumidoras de uma mesma Pessoa Jurídica ou Física. Na geração compartilhada há várias unidades consumidoras de várias Pessoas Físicas ou Jurídicas representadas por um consórcio ou cooperativa. A proposta da geração compartilhada é recente no Brasil e para auxiliar no desenvolvimento dos modelos, algumas considerações são feitas por Augustine e McGavisk (2016)¹. Deve-se identificar os objetivos do modelo, que variam entre alcançar objetivos ambientais, aumentar o acesso à energia limpa ou criar valor econômico para os usuários ou para a concessionária.

Posteriormente, deve-se atentar para os seguintes critérios: 

1. Modelo de Propriedade: quem será o proprietário do sistema: a concessionária, terceiros ou entidades de fins específicos? Determinar a propriedade, permite definir os parceiros, as opções de financiamento e as taxas envolvidas em cada modelo. 
2. Modelo de Inscrição: vários arranjos podem ser estabelecidos como modelo de inscrição, os painéis podem ser comprados ou alugados, os inscritos podem oferecer uma maneira de investir no sistema ou comprar a energia. A estrutura deve considerar as preferências do consumidor. 
3. Seleção do Sistema e do Local: é necessário determinar em qual local o sistema será instalado, como será conectado à rede, como o contrato de venda ou de compensação de energia será feito. 
4. Registro do Participante: como é realizado o registro do consumidor que quer participar da geração compartilhada? A concessioná- ria de energia deve creditar a energia a ser compensada? 
5. Gerenciamento do Programa: um programa de geração compartilhada implica em um contrato de longo prazo com os consumidores, cuja duração pode ser igual à vida útil do sistema fotovoltaico.

Como as concessionárias não possuem experiência com a geração fotovoltaica, a operação e manutenção dos sistemas pode ser feita por terceiros. Além disso, o proprietário do sistema deve fornecer informações e serviços de suporte para os usuários, aumentando o leque de serviços a ser prestado. 

Vários fatores devem ser considerados em um modelo de geração compartilhada e a sua aplicação não é tão simplificada como aparenta na Resolução. Portanto, para que ela funcione, é necessário que haja o envolvimento de todos os interessados e que políticas específicas sejam criadas para o seu desenvolvimento.

¹AUGUSTINE, P., MCGAVISK, E. The next big thing in renewable energy: Shared solar. The Electricity Journal, v. 29, n. 4, p. 36-42, 2016.

Fonte: REVISTA BRASILEIRA DE ENERGIA

A isenção do ICMS para a geração distribuída de energia: críticas, riscos e exemplo

Consumidores e investidores em Minas Gerais devem explorar geração distribuída com cautela, considerando em seus cálculos os riscos tributários associados à isenção mineira.

O Convênio ICMS nº 16/2015, aprovado no âmbito do Conselho Nacional de Política Fazendária (Confaz), autorizou os Estados signatários, mediante edição de legislação específica, a concederem isenção do ICMS incidente sobre a energia elétrica fornecida pela distribuidora à unidade consumidora, na quantidade correspondente à soma da energia elétrica injetada na rede de distribuição pela mesma unidade consumidora ou por outra unidade do mesmo titular, através de geração distribuída com capacidade instalada de até 1 MW, nos termos da Resolução Normativa nº 482/2012.

Após a edição do referido Convênio ICMS nº 16/2015, a Aneel alterou a Resolução Normativa nº 482/2012, através da Resolução Aneel nº 687/2015, para admitir que a geração distribuída fosse explorada através de empreendimento de múltiplas unidades consumidoras e de geração compartilhada, bem como elevar o limite de capacidade instalada para até 5 MW. Estas alterações ainda não foram assimiladas pelo Convênio ICMS nº 16/2015.

Em iniciativa arrojada, o Estado de Minas Gerais promulgou, no final do mês de junho, a Lei nº 22.549/2017, que acrescentou o Art. 8-C à Lei 6.763/1975, que consolida a legislação tributária naquela unidade federativa. Referida norma não só concedeu a isenção do ICMS nas operações previstas no Convênio ICMS nº 16/2015 como foi além, e admitiu a aplicação dessa desoneração na compensação da energia gerada através de projetos de geração distribuída que integrem ou se caracterizem como empreendimento de múltiplas unidades consumidoras ou geração compartilhada e/ou possuam capacidade instalada de até 5 MW. Como ponto negativo, a referida norma isentou o ICMS apenas na compensação de energia proveniente de geração distribuída de fonte solar fotovoltaica.

Apesar de a legislação mineira promover a convergência com as alterações trazidas pela Resolução Aneel nº 687/2015, há aspectos jurídicos relevantes acerca da constitucionalidade da referida desoneração estadual.

A Constituição, em seu Art. 155, §2º, inciso XII, alínea “g”, estabelece que cabe à Lei Complementar “regular a forma como, mediante deliberação dos Estados e do Distrito Federal, as isenções do ICMS serão concedidas”. Por sua vez, a Lei Complementar nº 24/1975, dispõe, em seu art. 1º, que as isenções do ICMS devem ser concedidas nos termos dos convênios celebrados e ratificados pelos Estados.

O Supremo Tribunal Federal já se posicionou no sentido de que incentivos fiscais de ICMS concedidos pelos Estados (o que inclui as isenções), somente são válidos se autorizados previamente por Convênios celebrados no âmbito do Confaz. São diversos os julgados envolvendo incentivos fiscais estaduais que foram declarados inconstitucionais por aquele tribunal e outros ainda estão pendentes de julgamento (como é o caso dos incentivos concedidos pelo Estado de Pernambuco, no âmbito do Prodepe).

Considerando que o art. 8-C da Lei nº 6.763/1975 extrapolou os limites do Convênio Confaz nº 16/2015, há o risco de que seja declarada sua inconstitucionalidade parcial, caso o Judiciário seja instado a se pronunciar sobre o tema.

Embora o procedimento para obtenção do reconhecimento da inconstitucionalidade do art. 8-C da Lei nº 6.763/1975 de Minas Gerais não seja célere, o quadro normativo atual revela insegurança jurídica. Em caso de declaração de inconstitucionalidade do incentivo estadual, os consumidores perderiam o direito à fruição da isenção em relação às competências futuras, bem como poderiam ser cobrados pelo imposto não pago anteriormente.

É fato que o Estado de Minas Gerais, com a isenção concedida, ganha ainda mais espaço no cenário da geração distribuída. O Estado, hoje, já possui o maior número de conexões de geração distribuída em todo o Brasil, contando com mais de 33.500 conexões (62% a mais que o segundo colocado, o Estado do Ceará, que possui cerca de 20.600 conexões).

Os próximos meses serão determinantes para verificar se a iniciativa de Minas Gerais contribuirá para a atualização do Convênio Confaz nº 16/2015 aos termos da Resolução ANEEL nº 687/2015 (estimulando os demais Estados a seguir o exemplo) ou se as outras unidades federativas tentarão impedir a aplicação do art. 8-C da Lei 6.763/1975.

Assim, os consumidores e investidores de energia no Estado de Minas Gerais devem explorar a geração distribuída com cautela, considerando em seus cálculos os riscos tributários associados à isenção mineira.

Por Thiago Castilho é especialista em Direito Tributário e Lucas Cortez Pimentel é especialista em Direito de Energia do escritório Da Fonte, Advogados

O estado do Pará não cobrará imposto de energia solar

O Pará deu um passo importante em favor da sustentabilidade na geração de energia elétrica. O Estado aderiu ao Convênio ICMS 16/2015 do Conselho Nacional de Política Fazendária (Confaz), que isenta o pagamento de tributo estadual (ICMS) sobre o excedente de energia gerada por sistemas de micro ou minigeração distribuída, como a solar fotovoltaica, eólica ou através de biomassa. A adesão foi publicada na edição do dia 25 de agosto 2016 do Diário Oficial da União e ratificada nessa sexta-feira (27), no Decreto 1.687 publicado no Diário Oficial do Pará, assinado pelo Governador Simão Jatene. A ação foi coordenada entre as secretarias estaduais de Desenvolvimento Econômico (Sedeme) e da Fazenda (Sefa). Nessa modalidade, quem instalar um sistema de painéis solares fotovoltaicos, por exemplo, não pagará o tributo de ICMS pela eletricidade devolvida para a rede da CELPA. Somente pagando o tributo sobre a diferença a mais que a Concessionária fornecer à sua unidade consumidora.

“Na prática, o convênio do Confaz faz com que o consumidor seja tributado pelo ICMS apenas no excedente consumido. Por exemplo, uma casa ou comércio que consome 200 kWh da dede da CELPA ao mês e que produza 120 kWh para a Rede da CELPA, recolherá ICMS apenas sobre 80 kWh. Isso torna a geração distribuída mais viável para os consumidores, que pagam imposto somente sobre a energia que não devolverem ao sistema”, expica o Secretário da Sedeme, Adnan Demachki.

Este incentivo melhora ainda mais a posição do Estado em relação à sustentabilidade, visto que Belém foi considerada a melhor cidade entre as capitais brasileiras para se investir em um sistema fotovoltaico para a geração de energia em casas, segundo a Comerc Energia, maior gestora de energia do País, responsável pela gestão de 15% de toda energia consumida no mercado livre brasileiro. 

”Considerando fatores como a grande incidência solar, tarifa e certamente, agora com a contribuição da adesão do Estado do Pará ao Confaz, Belém se torna, de fato, a melhor opção entre as demais capitais na hora da tomada de decisão”, analisou o diretor de Energia, da Sedeme, Cláudio Conde, que observa que a adesão ao Confaz garantirá ao investidor pequeno (residências, pequenas fazendas e comércios e até indústrias) um retorno mais rápido do investimento na implantação de micro e mini sistemas de geração com destaque para os painéis solar-fotovoltaicos, que deverão ser os mais aplicados.

O Pará continua a avançar na geração de energia solar. O Governo do Estado desenvolve em parceria com a Celpa o projeto solar fotovoltaico de 900 kVA para o Hangar Centro de Convenções, com previsão de ser implantado até julho/2017. Com a conclusão do projeto, o Hangar se tornará o maior sistema da Amazônia e um dos maiores do Brasil nesta categoria.

O Estado iniciou um rápido desenvolvimento neste setor, como a implantação do sistema solar-fotovoltaico da 1ª Cooperativa de Energia do Brasil, a Coober, inaugurada no município de Paragominas, em agosto do ano passado. O empreendimento tem capacidade para gerar até 75 kVA, e até então é o maior sistema em operação no Norte.