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ANEXO I DA NOTA TÉCNICA Nº 086/2014-SRG-SRD/ANEEL, de 30/12/2014 RELATÓRIO DE ANÁLISE DAS CONTRIBUIÇÕES REFERENTE À CONSULTA PÚBLICA Nº005/2014

AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL ATO REGULATÓRIO: Nota Técnica nº 025/2014–SRG/SRD/ANEEL

EMENTA: Proposta de abertura de consulta pública para o recebimento de contribuições visando identificar a necessidade de criação de incentivos para a instalação de centrais geradoras com potência instalada superior a 1 MW pertencentes a consumidores, bem como debater a ampliação dos limites de aplicação do conceito de "net metering" para essas centrais e obter informações adicionais sobre o tema.

Questões para Consulta Pública

1. Identificação do Problema

(i) Quais as principais dificuldades encontradas por empreendedores de centrais geradoras com potência superior a 1 MW para conexão às redes das distribuidoras?

AUTOR TEXTO JUSTIFICATIVA Nº

Aimé Pinto (Universidade de São Paulo e Universidade Politécnica de Madrid)

1 - A maior dificuldade dos empreendedores de centrais geradoras com potência superior a 1MW é o não enquadramento na geração distribuída da REN 482.

O não enquadramento deste tipo de geração distribuída faz com que caso o projeto seja viável, o consumidor se vê obrigado a virar autoprodutor para poder instalar uma potência maior, aumentando ainda mais as barreiras econômicas para a geração distribuída.

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Pág. 2 do Anexo I da Nota Técnica nº 086/2014–SRG-SRD/ANEEL, de 30/12/2014.

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2 - Além disso, há o problema do aumento da contratação de carga que na maioria das vezes inviabiliza o projeto não só para sistemas com mais de 1MW como para sistemas menores.

Nos casos já ocorridos, quando a distribuidora é participante do projeto, ela se esforça para enquadrar a geração distribuída em baixa tensão, independentemente da potência instalada, a fim de viabilizar o projeto, porém se a distribuidora não faz parte do empreendimento da geração distribuída, o projeto é simplesmente descartado devido à perda de viabilidade econômica.

Nos casos de fontes de baixo fator de capacidade como é o caso da fotovoltaica, quando o consumidor apresenta uma demanda contratada de 1 MW ou X MW, para poder compensar pelo menos a metade da energia consumida da rede, é geralmente necessária uma potência instalada de geração superior à demanda contratada e isto acarreta em um aumento da demanda contratada devido à atual legislação:

REN 482: “§2º Caso o consumidor deseje instalar microgeração ou minigeração distribuída com potência superior ao limite estabelecido no §1º, deve solicitar aumento da carga instalada, no caso de unidade consumidora do grupo B, ou aumento da demanda contratada, no caso de unidade consumidora do grupo A. (Incluído pela REN ANEEL 517, de 11.12.2012.)”

Porém a atual regra da REN 482 infringe outra regra da própria ANEEL estabelecida pelo PRODIST no Módulo 3 – Acesso ao Sistema de Distribuição:

“5.3.1 Os MUSD associados a centrais geradoras devem ser determinados pelas máximas potências injetáveis no sistema, calculadas pelas potências nominais instaladas subtraídas dos consumos próprios e dos fornecimentos feitos diretamente de suas subestações ou através de instalações de uso exclusivo de consumidores.”

A REN 482 infringe o módulo 3 do PRODIST quando obriga o aumento da demanda contratada independentemente das cargas existentes no consumidor. O módulo 3 do PRODIST reflete a realidade, pois a geração


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distribuída não irá aumentar o uso do sistema de distribuição, que é o fato gerador do contrato de demanda, mas a potência líquida entre a geração e a carga.

Além disso, esta regra infringe a própria essência da REN 482 que é estabelecer o sistema de compensação de energia através da medição líquida da energia consumida e não a geração como um fator isolado.

3 – Outra barreira técnica e econômica é o ponto de conexão dos geradores, algumas distribuidoras exigem que o ponto de conexão seja após a carga e em média tensão, não permitindo que os geradores sejam conectados em baixa tensão junto com a carga e sem transformador e que a instalação como um todo seja conectada à rede em média tensão. Esta situação deveria ser homogeneizada entre as distribuidoras, permitindo a conexão da geração em baixa tensão e que as proteções e transformador isolador estejam no ponto de conexão à rede da unidade consumidora/geradora.

Deutsche Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit (GIZ) GmbH

Considerando que o foco da presente consulta pública é a geração distribuída incentivada (GDI), a principal dificuldade decorre da limitação dos incentivos regulatórios (REN 482/2012 e 517/2012) à micro e minigeração, com os consequentes obstáculos legais, técnicos, financeiros e administrativos à expansão do “net-metering” acima de 1 MW.

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Copel De conhecimento da concessionária de distribuição, é sabido que o custo da conexão é a maior dificuldade para viabilizar economicamente o empreendimento.

A Copel DIS , via de regra, exige a conexão de geradores com potência superior a 1,0 MW através de linhas exclusivas, ligando-os à subestação mais próxima.

Nos pingos, outro fato que majora os custos de conexão é a automação do ponto de conexão. Como o mesmo não esta na SE, é necessário para o acessante instalar sistema de comunicação que permita a supervisão e o comando por parte da Copel.

Até o momento, na média tensão, os estudos de conexão de geradores "em

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pingo" com geração maior que 1,0 MW indicaram prováveis problemas de sobre tensão e dificuldades de controle de reativos. A COPEL DIS tem experiência da conexão da Usina Santa Terezinha, com despacho de excedentes da ordem de 1,5 MW, a qual, para manter a tensão dentro dos limites estabelecidos, opera com fator de potência muito baixo (0,70 indutivo). Nos demais casos de GD não se tem conhecimento de outro acessante de geração com potência maior que 1,0 MW, que tenha se conectado em pingo. Mesmo os outros acessantes, com geração próxima a 1,0 MW, são poucos para formar um histórico que possibilite uma avaliação técnica mais acurada.

Nos casos de alta tensão no âmbito da DIS, temos conectadas 03 usinas da ordem de 15 MW e não se observam as mesmas dificuldades quanto à ocorrência de sobre tensões.

Cogen-SP/ GE Distributed Generation/Comgás

- Falta de padrão de procedimentos de conexão estabelecidos pelas distribuidoras.

- Falta de previsibilidade do investimento sugerido pela distribuidora para as adequações de conexão e eventuais adaptações no sistema de distribuição.

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Unica A imposição de projetos muito sofisticados, em padrões acima do razoável em termos de segurança e operação da futura conexão.

Excessiva burocracia e atrasos por parte da concessionária de distribuição que podem comprometer o cronograma de implantação das centrais geradoras.

Falta de simplificação das etapas para a conexão, fato agravado pela assimetria de informações entre distribuidoras e acessantes e os problemas dela decorrentes.

Falta de padrão de procedimentos de conexão estabelecidos pelas distribuidoras.

Falta de previsibilidade do investimento sugerido pela distribuidora para as adequações de conexão e eventuais

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adaptações no sistema de distribuição.

Elektro Adequação da Infraestrutura de rede. A depender do local de geração e do montante de potência, o tempo de adequação da rede pode mais longo devido complexidade.

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Itaipu Para centrais geradoras menores que 1 MW, conectadas a rede de distribuição através de geradores síncronos, ainda há dificuldades para conexão. Estas dificuldades estão basicamente ligadas às exigências técnicas para conexão e as possibilidades viáveis de comercialização desta

energia.

O excesso de exigências técnicas e a falta de detalhamento em alguns pontos das normas técnicas e dos procedimentos levam a etapa de solicitação de acesso passar por inúmeras revisões, atrasando em meses o projeto.

Os ganhos obtidos pela RN 482 na conexão de micro e minigeradores através de inversores, não se refletiram na conexão de unidades com geradores síncronos que utilizam como fonte de energia primária o biogás e outros combustíveis.

As maiores dificuldades encontradas são:

- A exigência de redundâncias no sistema

de proteção e nos intertravamentos eletromecânicos.

- Na responsabilidade de todos os estudos

de proteção e estabilidade. Para geradores síncronos estes estudos são exigidos;

- No critério de definição da potência instalada da unidade geradora (alternador

máquina primária ou conjunto grupo gerador);

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ABSOLAR 1. Impossibilidade de participar do SCEE.

2. Falta de procedimentos de conexão e requisitos técnicos padronizados em nível nacional junto às distribuidoras de energia elétrica, gerando uma pulverização não-homogênea de exigências que aumentam desnecessariamente a complexidade do desenvolvimento de centrais geradoras com potência nominal superior a 1 MW.

3. Exigência de solicitação de aumento de carga instalada ou demanda contratada para a instalação de centrais geradoras com potência nominal superior à carga instalada ou demanda contratada, independentemente do

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fator de capacidade da central geradora utilizada. Esta medida trata diferentes como iguais, para o prejuízo de centrais geradoras com fatores de capacidade baixos, o que prejudica sobremaneira as centrais geradoras fotovoltaicas, cujo fator de capacidade está na faixa de 0,20 (20 %). Por exemplo, o efeito de carregamento da rede de uma central geradora com fator de capacidade 0,20 é bastante inferior àquele de uma central geradora com fator de capacidade 0,60 e a metodologia atual não leva este ponto em consideração.

(ii) Quais os benefícios elétricos e econômicos trazidos pela central geradora nas redes de distribuição?



Resposta para as perguntas (ii) e (iii)

Estas duas perguntas são bastante feitas no setor elétrico, e na maioria das vezes são respondidas com as mesmas respostas das quais nunca se vê embasamento, seja este em arguições ou estudos empíricos. Sugiro aproveitar as experiências dos P&Ds da ANEEL para tentar responder de forma mais profunda estas perguntas.

Anexo segue um estudo realizado por mim sobre os benefícios e impactos da geração distribuída na rede elétrica. Em resumo, este estudo mostra que:

a) A geração distribuída afeta a tensão da rede, mas que isso é facilmente resolvido com a alteração do fator de potência da geração, caso essa utilize inversores.

b) A geração distribuída altera a curva de carga, diminuindo o carregamento da rede, e além disso, pode ser utilizada como instrumento de gestão ativa da demanda e de serviços ancilares.

c) A vida útil dos transformadores de distribuição também é alterada com a geração distribuída, sua vida útil é altamente aumentada quando a geração distribuída reduz sua carga nos momentos de maior demanda.

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d) Diferentemente do que a nota técnica afirma, a geração distribuída que utiliza inversores apresenta normalmente baixas taxas de distorção harmônica de corrente, que podem se elevar em baixos carregamentos do inversor (abaixo de 20% de carga), mas que não atingem valores elevados. Isso se traduz a valores desprezíveis de taxa de distorção harmônica de tensão (valores abaixo de 0,00030%) no pior caso estudado.

A nota técnica também fala da alta taxa de falhas dos equipamentos e da intermitência da geração, devido à dificuldade de previsão de disponibilidade do combustível, porém isto não é realidade para o caso da solar. Há várias formas de previsão do recurso solar e os últimos relatórios da IEA (International Energy Agency) sobre a previsão do recurso (Report

IEA PVPS T14‐01:2013) mostra que a incerteza da previsão do recurso solar para o dia seguinte pode chegar a 18%.

Para valores anuais de previsão de energia, utilizando os softwares de simulação fotovoltaica comerciais e as bases de dados disponíveis por estes (as quais normalmente não são as mais adequadas), o erro na previsão está na faixa de 4%, podendo chegar a menos de 2%. Estes valores são confirmados por diversos artigos científicos e também por um estudo mostrada na revista Photon, versão espanhola e alemã, edição de abril de 2011.

Quanto a alta taxa de falhas dos equipamentos isto também não é realidade, a taxa de disponibilidade dos sistemas fotovoltaicos está na faixa de 98% para o primeiro ano e acima 99% para os anos conseguintes. Para as outras fontes, quanto maior o sistema, maior é a robustez dos equipamentos e a manutenção se torna mais barata em relação ao custo do sistema, aumentando também a sua taxa de disponibilidade. A tabela abaixo mostra a potência instalada e a taxa de disponibilidade de algumas usinas monitoradas pelo grupo IES da Universidade Politécnica de Madrid.


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Tabela 1 – Taxa de disponibilidade de algumas usinas fotovoltaicas monitoradas pelo grupo IES-UPM.

Potência Instalada Taxa de disponibilidade

3.2 99.60

11.3 99.22

1.9 99.96

25.3 99.78

1.5 99.30

4.5 99.05

3.0 99.00


No contexto restrito das redes de distribuição e do relacionamento entre ANEEL, consumidor e concessionária, os benefícios são aqueles mencionados na NT 025/2014 SRG/SRD/ANEEL, a par das desvantagens também citadas nesse documento, as quais podem ser técnica e financeiramente equacionáveis.

No contexto mais amplo da sociedade, da segurança ambiental e do progresso podem ser citados, entre outros, benefícios como:

• Estimular a expansão da geração de energias renováveis;

• Viabilizar o retorno de investimentos em tecnologias renováveis;

• Melhorar a qualidade do ar e a saúde da população;

• Reduzir as emissões de gases de efeito estufa;

• Estimular o desenvolvimento econômico e a criação de empregos.

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Cogen-RJ O alívio de carga, que pode não ser tão contundente devido a intermitência da geração; também, uma possível transferência de investimentos de sua rede para a implementação de uma geração local a fim de atender a um

Estas duas possibilidades (alívio e transferência), ao lado mencionados, permitirão, cada uma, resolver um problema

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consumidor (ou a um grupo deles) e, concomitantemente, atender a demanda de uma região, reduzindo o valor do investimento em sua própria rede; esta redução ensejará, obviamente, benefícios tanto elétricos quanto econômicos.

específico de cada distribuidora, seja aliviando carga, seja gerando a energia localmente e reduzindo o investimento na expansão de sua própria rede; ademais, com uma cogeração instalada, poderá atender ao(s) hospedeiro(s) ofertando-lhe(s), além da eletricidade, produtos térmicos ou outros.não elétricos.

Copel Hipoteticamente, para geradores conectados em subestações, os principais benefícios são: a redução das perdas técnicas, a melhoria do perfil de tensão , a possibilidade de controle de fator de potência, a melhoria em alguns parâmetros de qualidade da energia. No entanto deve ser enfatizado que estes benefícios dependem do regime de funcionamento da central geradora (ponta ou fora de ponta) e do nível de supervisão e atuação da distribuidora frente ao controle de geração, hoje inexistente. Sem a possibilidade de controle, pela concessionária, desta geração os benefícios podem ser revertidos em prejuízos.

Na prática, em face à falta de histórico de ligação de geradores em pingo, com potências próximas ou superiores a 1,0 MW, não há benefícios elétricos e econômicos a relatar.

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O sistema de compensação (net metering) representa um importante procedimento regulado para o setor elétrico visando ampliar a oferta de energia, com eficiência e confiabilidade, pela convergência de interesse tanto dos consumidores, quanto dos operadores das redes de distribuição de energia.

Em síntese, o conceito ampliado de net metering possibilita induzir condições de ampliar a geração de energia pelos próprios consumidores, e ao mesmo tempo, criar uma base operacional nos sistemas de distribuição, para adotar tecnologias e procedimentos de “smart grid”.

Possibilita o alívio de carga para o sistema operacional da distribuidora de energia, permitindo o melhor planejamento dos

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investimentos que serão realizados na expansão da rede de distribuição.

Possibilita a redução das perdas elétricas, reduzindo o volume de energia a ser comprada pelas Distribuidoras, que contribuirá para a modicidade tarifária. Adicionalmente, contribuirá na otimização da trajetória de perdas elétricas estabelecidas pela ANEEL para as concessionárias em suas revisões tarifárias.

Traz melhorias dos indicadores de qualidade e continuidade (DEC e FEC) que beneficia a qualidade dos serviços prestados percebidos pelos consumidores, bem como reduz possíveis penalidades frente ao Contrato de Concessão.

Atendimento de carga das distribuidoras de energia em pontos isolados;

Postergação de investimentos em linhas de transmissão e distribuição;

Proporcionar a otimização dos ativos do agente de distribuição que poderiam ser reconhecidos nos procedimentos de revisão e /ou ajustes das tarifas de energia.

Cemig As centrais geradoras podem trazer benefícios ou prejuízos para as redes de distribuição, dependendo do ponto onde são conectadas e das condições do sistema elétrico na vizinhança. Os principais aspectos que podem ser beneficiados ou prejudicados são: perdas, carregamento e perfil de tensão. Normalmente a operação e controle do sistema ficam mais complexos com a geração distribuída.

Quando as gerações são instaladas no mesmo ponto que as cargas, existe uma maior probabilidade de benefícios, em relação às gerações que são instaladas em pontos onde não existem cargas. No entanto, o sistema deve ser dimensionado para atender à carga máxima no ponto, bem como a geração máxima.

É importante destacar que o limite para atendimento à geração é bem menor que o limite para atendimento à carga, dependendo do tipo de cabo

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utilizado. Isso se deve ao perfil de tensão desde a subestação até o ponto onde está a carga e a geração.

AES A depender de diversos fatores, tais como localização da fonte na rede de distribuição, forma de conexão, potência instalada, entre outros, pode-se auferir benefícios como a melhoria do nível de tensão, redução no carregamento das redes e perdas associadas.

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Elektro -Provável redução de perdas no sistema, a depender do porte e localização.

- Possível incentivo a GD em horários de ponta, a depender também de porte e localização, com sinal econômico adequado (sinal locacional e possibilidade de tarifação horosazonal)

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EDP Até o momento não foram identificados benefícios, tanto elétricos quanto econômicos, dos mini e microgeradores nas distribuidoras deste grupo EDP.

Eventual benefício elétrico ocorreria na situação particular de geração contínua. Não há benefício econômico, mesmo porque a distribuidora é utilizada como “bateria” para o gerador sem ser remunerada por esse serviço prestado.

Um benefício elétrico hipotético, que ainda não foi observado na prática, seria a possibilidade do consumidor modular sua carga e diminuir a demanda contratada na ponta, como resultado de sua geração localizada em sua unidade consumidora. Se for o caso de uma unidade com demanda contratada próxima de 2.500 kW, poderia aumentar sua demanda na ponta sem ter que migrar para tensão superior a 69 kV e alterar a demanda contratada, em contrapartida de uma geração suplementar na ponta.

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Itaipu De modo geral os benefícios da Geração Distribuída são:

- Melhoria do perfil de tensão da rede em períodos de carga pesada e em ramais rurais distantes da subestação;

- Redução do carregamento da rede;

- Redução de perdas técnicas;

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- Cada MWh gerado em GD pode ser contabilizado como m³ de água armazenado em reservatório e/ou MWh de UTE evitado;

- Diversificação da matriz energética;

- Desenvolvimento econômico local, distribuição de renda;

- Operação isolada da unidade consumidora, em caso de falta de energia proveniente da rede.

- Postergação de investimentos em Usinas de grande porte e linhas de transmissão;

- Menor dependência de UTE em períodos de estiagem;

Celesc A conexão de centrais geradoras no sistema de distribuição pode provocar melhoria nos níveis de tensão, redução de carregamento e redução de perdas nas redes de distribuição, a depender do ponto de conexão, da potência instalada, da carga na região, entre outros fatores.

Apesar da possibilidade apontada, dizer que a entrada de GD implica na garantia de redução das perdas técnicas, não é uma verdade, estes benefícios estão muito relacionados ao sistema de conexão a carga demandada na região e a curva de geração injetada na rede, podendo implicar em aumento das perdas em alguns cenários, especialmente em carga mínima com geração a pleno.

Da mesma forma, dizer que a entrada de GD no sistema implica em redução de investimento no sistema de distribuição, não é uma verdade, uma vez que todas as distribuidoras devem estudar e dimensionar o seu sistema para o pior caso de operação, ou seja, na situação que as GDs não estejam operando. Situação esta que é bem comum no dia a dia do sistema de distribuição.

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Light Os benefícios elétricos e econômicos que poderiam ser trazidos pela conexão de centrais geradoras à rede de distribuição dependem de uma geração contínua, que garanta uma disponibilidade mínima de geração, e de ajustes regulatórios para a micro/minigeração como, por exemplo, a obrigatoriedade de tarifa binômia para o BT.

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Desta forma, havendo obrigação de geração mínima pelo gerador e em horários de pico de carga e os ajustes regulatórios demonstrados neste documento, poderiam ser constatados os seguintes benefícios:

1- Possibilita um melhor planejamento dos investimentos de expansão, principalmente no que diz respeito às obras para viabilização de novos pontos de recurso e manobra no sistema de distribuição;

2- A distribuidora poderia aproveitar a geração distribuída - GD para realização de operação ilhada em impedimentos programados, permitindo um melhor planejamento da manutenção da rede;

3- O controle adequado da tensão poderia contribuir para a melhoria do perfil de tensão da rede.

ABSOLAR De uma forma geral, independentemente da fonte de geração utilizada, há um benefício econômico direto à expansão do sistema elétrico nacional, pela participação da iniciativa privada no aumento de capacidade instalada disponível na matriz elétrica brasileira, sem a necessidade de qualquer participação financeira direta do governo nestes projetos. Adicionalmente, há uma importante geração de novos empregos e criação de valor para a sociedade brasileira, com o desenvolvimento de um novo segmento de mercado no setor elétrico nacional. Isso também gera, indiretamente, benefícios aos governos federal, estaduais e municipais, pela arrecadação de impostos decorrentes destas novas atividades econômicas.

Do ponto de vista técnico, as centrais geradoras operando em configuração de geração distribuída aumentam a robustez do sistema elétrico nacional, funcionando como um conjunto de centros geradores interdependentes, que podem ajudar a equilibrar a razão entre demanda e oferta de energia elétrica no nível local, além de aliviar o carregamento da rede de distribuição, equilibrar os níveis de tensão locais e postergar investimentos nas redes de transmissão e distribuição.

Ao afunilar a análise para centrais geradoras baseadas em fontes renováveis de enegia, além dos benefícios acima citados, há um ganho ambiental bastante relevante, pela geração de energia elétrica com

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reduzida emissão de gases do efeito estufa e utilizando recursos não-esgotáveis e de baixo impacto ambiental. Adicionalmente, as centrais geradoras baseadas em energias renováveis alternativas (exemplos: eólica, solar, biomassa, ondas, marés, entre outras) aumenta a resiliência do sistema elétrico nacional e reduz o risco de escassez ou falta de energia elétrica, contribuindo para a confiabilidade da matriz elétrica brasileira.

Em específico, para centrais geradoras fotovoltaicas, estudos nacionais e internacionais apontam uma série de benefícios técnicos e econômicos para a rede de distribuição de energia elétrica, em especial: redução do carregamento da rede de distribuição; aumento da vida útil de equipamentos da rede de distribuição; redução de perdas elétricas; postergação de investimentos na rede de transmissão e distribuição, entre outros.

(iii) Quais os principais impactos para a rede de distribuição da implantação de GD com potência superior a 1 MW? Como mitigá-los?


Cogen-RJ Deverão ser revistas as condições técnicas de acesso, pois as existentes não possuem todos os requisitos de proteção necessários; também são necessários investimentos em sistemas de monitoramento, automação e controle, além do aumento de mão de obra e melhoria em sistemas de informação.

O fato da existência de fluxos em dois sentidos e injeções variáveis em vários pontos de sua rede exigirá estes procedimentos e estes investimentos, ao lado descritos, todos eles, entretanto, tecnologicamente conhecidos e ao alcance de cada distribuidora.

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Copel Os principais impactos são:

• O provimento de serviços ancilares, tal como a geração de energia reativa para o sistema elétrico, não tem ocorrido de forma satisfatória nos casos onde há geração distribuída operando. Isso impacta em um fator de potência com a rede básica fora do preconizado nos Procedimentos de Rede do ONS penalizando as distribuidoras, mesmo quando não há deficiência de reativo na região de interesse.

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• A exatidão na contratação do MUST, regulamentada pela resolução ANEEL 399/2010 pelas distribuidoras, também fica comprometida, e passível de violações, haja visto a impossibilidade de gestão por parte das concessionárias dos despachos realizados pelos produtores de energia.

• As simulações através do software ANAREDE sempre indicam que a conexão em pingo desses geradores em média tensão irá gerar sobre tensões no ponto de conexão, requerendo dos mesmos o controle de tensão por variação de reativos. Na hipótese de não haver este controle, demandarão reativos excessivos da rede da concessionária, desotimizando a operação do alimentador. Observe-se também que para a conexão em subestação por linha exclusiva, o controle da tensão e dos reativos oferecem menor dificuldade, nomeadamente, se a subestação for de 138kV.

• Quanto maior o valor da potência da geração distribuída maior será a possibilidade de ilhamento não intencional e todos os problemas de segurança que este regime de operação proporciona.

• Podem ocorrer problemas de coordenação e sensibilidade na proteção, bem como dificuldades na regulação e controle de tensão com fluxo inverso.

• A saída intempestiva destes acessantes de geração por subfrequência no sistema interligado pode aumentar ainda mais o déficit de potência, além de acarretar variações transitórias de tensão que podem refletir em ressarcimentos por danos elétricos.

Ressalte-se ainda que não se dispõe de dados seguros, haja vista o pouco número de geradores com potência igual ou superior a 1,0 MW, conectados em pingo na rede de distribuição da COPEL DIS . Deve-se avaliar o desempenho da conexão destes acessantes, para se obter informações sobre sua capacidade em controlar a tensão e os reativos dentro dos limites estabelecidos pela COPEL DIS, quais sejam: tensão entre 0,96 e 1,00 p.u.


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e fator de potência não inferior a 0,92.

Cogen-SP/GE Distributed Generation/Comgás/Unica

A coincidência de interesse em instalação de projetos de geração de energia no conceito net metering, com potência instalada superior a 1,0 MW, num mesmo circuito de distribuição, sem um planejamento prévio indicativo da Distribuidora, relacionados com os limites técnicos aceitáveis para a operação da rede com confiabilidade e qualidade, poderá provocar condições técnicas (nível de tensão, sobrecargas, queda de frequência, desligamentos, etc.), que impactarão a confiabilidade das redes de distribuição de energia, com consequente redução da eficiência global do sistema elétrico. Como fator positivo, a instalação dessa Geração Distribuída poderá reduzir as perdas elétricas no sistema de distribuição, diminuindo assim necessidade de compra de energia por parte das distribuidoras.

A mitigação dos impactos pode ser feita através de: o Revisão dos procedimentos de conexão, de forma que haja um

mesmo padrão para todas as distribuidoras de energia o Instalação de sistemas de proteção compatíveis com o

empreendimento que possua a Geração Distribuída o Adequações nos sistemas de monitoramento, automação e

controle e informação das Distribuidoras. o Avaliar caso a caso o impacto da carga versus a geração em

cada rede ou circuito específico o Planejamento pela Distribuidora de áreas de maior interesse

técnico quanto a injeção de energia o Desenvolver modelo de padronização de instalação de

proteções necessárias nas instalações de Net Metering com potência injetada na rede acima de 1,0 MW

Essas mitigações poderão diminuir os impactos na segurança do sistema de distribuição e melhorar a previsibilidade de investimentos, bem como as responsabilidades das partes envolvidas.

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Cemig O principal impacto é o aumento das obras de reforço com a reconfiguração do sistema elétrico. Uma forma de mitigação para esse impacto seria atribuir a responsabilidade das obras de reforço acima 1MW ao gerador. Caso contrário, ocorreria uma oneração da tarifa dos outros consumidores por conta da conexão de GD.

Além disso, outros impactos seriam:

- aumento de carregamento dos equipamentos;

- elevação das perdas em carga leve;

- aumento de custos com adequação da proteção;

- falta de confiabilidade na operação da rede;

- impactos na qualidade de tensão;

O Anexo I apresenta simulações e detalhamentos dos impactos supracitados.

Vale destacar, também, que as concessionárias de distribuição terão custos adicionais para fazer a gestão de todo o processo de controle e implementação da geração distribuída, principalmente no tocante ao Net Metering.

O texto normativo deve contemplar a obrigatoriedade, nos casos desejáveis e factíveis para operação ilhada, que os reguladores de tensão e velocidade tenham grupos de ajustes dedicados a esta operação.

A possibilidade de operação ilhada não é solicitada de pequenas centrais térmicas conectadas ao sistema de distribuição em média tensão.

As pequenas centrais hidrelétricas com potência nominal igual ou maior a 1 MW deverão ser tecnicamente capazes de operar de forma isolada do sistema de distribuição, e para isso deverão possuir dispositivos para partida direta, independentemente da rede elétrica de distribuição (Black Start).

O controle de velocidade das máquinas hidrelétricas deverá ser capaz de funcionar adequadamente tanto em condição interligada quanto na condição isolada. Da mesma forma, deverão ser determinados ajustes

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adequados para os reguladores de tensão, de forma a permitir distribuição adequada da potência reativa entre as máquinas no caso de ilhamento. Os reguladores de velocidade deverão permitir os modos de controle por potência e por frequência. Deverão ser ajustados conjuntos de parâmetros para operação interligada e ilhada das máquinas, com a possibilidade de reversão automática entre o conjunto de parâmetros de controle para as duas condições.

Durante o comissionamento das instalações de conexão deverão ser realizados ensaios de desempenho dos sistemas que compõem o controle de velocidade das máquinas para a condição interligada e ilhada, quando for o caso, sendo os resultados enviados à Distribuidora.

AES Os principais impactos estão descritos no início dessa contribuição e a forma de mitigação, conforme proposta do Grupo AES, é o tratamento de tais centrais geradoras como “Geração Distribuída”, conforme já preceitua o Decreto nº 5.163/2004 (sem prejuízos de abordagem de outros pontos importantes para seu incentivo, também citados no início da contribuição).

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Elektro -Isolação adequada das centrais geradoras (Ilhamento) para execução de manutenção e manobras na rede. Mecanismos que isolam as GD´s em casos de atuação de esquemas de alivio de carga devem ser considerados.

-Esses clientes estariam obrigatoriamente ligados em redes de alta tensão. Haverá restrições para implantação de redes de AT nos centros urbanos densamente povoados. Além disso, para conexões acima de 2,5MW estas redes necessariamente devem ser operadas em classe de tensão superior a 69kV exigindo reforços no sistemas de distribuição.

Será necessaria adequação de sistemas de proteção das redes de distribuição devido a alterações de fluxo de potencia nas redes de distribuição.

- Necessidade de adapatações para controle adequado de níveis de tensão

- Necessidade de adaptações para controle adequado de frequência. Na saída de grandes geradores ou entrada de carga, atentar às variações de frequência.

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EDP Os impactos mais relevantes estão relacionados à proteção e operação do sistema, o que eleva a complexidade dos processos técnicos da distribuidora, encarecendo o custo para manutenção da qualidade requerida.

Adicionalmente, cabe observar que os impactos do fluxo de potência resultante da implantação de um GD estão mais atrelados à sua variação de carga/geração do que com a potência máxima injetável.

A GD com potência injetada na distribuidora aumenta a complexidade do processo de regulação do nível de tensão e dos ajustes de proteção, quanto maior a corrente injetada com relação à corrente original da rede.

A intermitência da geração agrava ainda mais a situação, o que exige a adoção de processos automatizados requintados (p. ex., proteção adaptativa) e um patamar de capacitação da equipe técnica bem superior ao necessário para o arranjo atual das redes de distribuição.

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Celesc Os benefícios decorrentes da conexão de centrais geradoras nas redes de distribuição citados no item anterior não são uma regra. As melhorias citadas dependem de diversos fatores, entre eles a localização dos sistemas de geração, do excedente injetado na rede (se houver) e do horário em que esse excedente é injetado. A falta de controle dos montantes de geração por parte da distribuidora e a não simultaneidade entre consumo e geração podem provocar grandes dificuldades de operação (controle dos níveis de tensão e ocorrência de sobrecargas) e de planejamento (previsão de carga e alocação de investimentos) das redes de distribuição, além de aumento das perdas na rede, especialmente em carga mínima com geração a pleno.

Para contornar as possíveis dificuldades técnicas decorrentes da conexão de sistemas de microgeração, podem ser necessários reforços ou adequações na rede de distribuição, que são de responsabilidade da distribuidora e seriam repassados aos demais consumidores, beneficiando certas categorias em detrimento da grande maioria dos consumidores, contrariando o princípio da modicidade tarifária.

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Caso a ANEEL venha a estender os enquadramentos da resolução 482/2014 para centrais geradoras com potência instalada de 30 MW, traria problemas para os consumidores limitados a 1 MW pois os mesmos deverão se enquadrar a novas regras de acesso de forma a refletir os custos diretos e indiretos ocasionados ao sistema de distribuição decorrentes dessa injeção de carga, alocando-se os custos ao cogerador, além de prever a contratação de uso do sistema com a distribuidora.

Light Conforme mencionado na NT nº 0043/2010-SRD/ANEEL, a implantação de GD com potência superior a 1MW podem gerar os seguintes impactos para a rede de distribuição:

- Controle do nível de tensão

A existência de GD pode trazer uma melhora no perfil de tensão da rede, especialmente no período de carga pesada caso haja o controle adequado de tensão.

No entanto, a conexão de GD sem um controle adequado de tensão para cada patamar de carga poderá trazer prejuízos para a distribuidora, ao piorar o nível de tensão da rede, não só no período de carga pesada, como no de leve e média.

- Alteração dos níveis de curto-circuito das redes

É necessária uma avaliação do nível de curto após a inserção da GD, no sentido de verificar se algum equipamento teve seu nível máximo violado. Do ponto de vista da operação ilhada, é necessário verificar se o gerador distribuído mantém um nível de curto suficiente para atuação da proteção com os ajustes existentes.

- Mudança dos procedimentos operativos

Dentre as mudanças dos procedimentos destacamos a necessidade de instalar dispositivos que bloqueiem o religamento dos disjuntores quando da existência da tensão de retorno, e no caso de religadores a necessidade de habilitar uma função específica para tal fim. Em alguns casos, existe a

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necessidade de a distribuidora desabilitar o religamento automático desses equipamentos até a implantação definitiva desse sistema. No caso da conexão de geradores síncronos, quando existe a necessidade de realização de manobras no sistema de distribuição, a execução da mesma fica condicionada a um contato prévio com a sala de operação do acessante para solicitar e confirmar a desconexão do mesmo, do sistema de distribuição.

Nos alimentadores que possuem GD conectada as manobras são tratadas de forma diferenciada. Muitas vezes, surge a necessidade de ser feita uma instrução de operação específica para o alimentador em questão. Quando é permitida a operação ilhada para o gerador distribuído, é necessário fazer uma instrução de operação específica, e mais detalhada, para o alimentador. Do ponto de vista da proteção, é necessário rever ajustes, habilitar novas funções de proteção e, em alguns casos, instalar equipamentos adicionais.

- Carregamento das redes

Como não há garantia da disponibilidade contínua da geração destes agentes, não podemos afirmar que a GD reduzirá o carregamento das redes de distribuição.

- Reajuste da proteção

Do ponto de vista da proteção, é necessário rever ajustes, habilitar novas funções de proteção e, em alguns casos, instalar equipamentos adicionais.

ABSOLAR 1. Os impactos variam de acordo com as características de cada projeto de geração distribuída e sua interação com a rede de distribuição, bem como com as características locais da rede. Portanto, não seria adequado responder a questão com uma generalização irrestrita. A instalação de diversos projetos de geração distribuída com potência nominal acima de 1 MW em área atendida por uma mesma subestação, sem um planejamento adequado da infraestrutura de distribuição, possui o risco de gerar condições técnicas desfavoráveis, como alteração dos níveis de tensão ou freqüência, sobrecargas pontuais, desligamentos temporários, entre outros.

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Por outro lado, um estudo e planejamento adequados da inserção de geração distribuída na rede de distribuição poderão gerar uma série de benefícios sinérgicos para rede e para o sistema elétrico da região. Devido a estes potenciais e riscos, é essencial que a inserção de geração distribuída com potência acima de 1 MW seja planejada de acordo com os requisitos técnicos adequados e levando em consideração as especificidades da rede de distribuição local, em colaboração direta com a distribuidora da região.

2. Os impactos acima descritos podem ser mitigados pelo emprego das seguintes medidas e metodologias:

a. Padronização e adequação dos procedimentos de conexão e requisitos técnicos.

b. Padronização e adequação das exigências de equipamentos de proteção, monitoramento e gerenciamento das centrais geradoras, levando em consideração os equipamentos já integrados às centrais geradoras (exemplo: inversores em sistemas fotovoltaicos), de modo a evitar redundâncias desnecessárias que possam criar uma barreira financeira para o desenvolvimento dos projetos.

c. Avaliação, por parte da distribuidora, do impacto da inclusão de geração distribuída com potência nominal acima de 1 MW no respectivo sistema de distribuição local.

d. Realização de estudos técnicos para identificação das regiões de concessão de cada distribuidora onde a inserção de geração distribuída seria mais benéfica para a rede de distribuição local ou regional. Tais estudos poderiam ser promovidos pela ANEEL, através da inclusão deste tema em chamadas projetos de P&D da agência.


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(iv) Considerando as resoluções e procedimentos publicados pela ANEEL, quais as barreiras regulatórias à expansão de centrais geradoras com potência instalada superior a 1 MW?



1 – Uma das barreiras econômicas é a cobrança dos excedentes de reativos quando a geração distribuída está apenas gerando potência ativa ou está realizando algum serviço ancilar que mude o fator de potência da geração. O estudo (estudo cobrança reativos.pdf) anexo mostra o problema derivado da forma de medição que leva a cobrança de excedente de reativos, mesmo quando o “excedente” não existe. Uma forma de solução é a medição separada da carga e da geração fazendo o balanço através dos valores dos dois medidores e cobrando o excedente de reativos da carga. 2 – Caso a geração distribuída seja de potência superior a 5MW, estará na regra dos registros e outorga de centrais geradoras segundo a minuta de resolução da audiência pública 129/2013, que para a obtenção da outorga exige: “Estudo simplificado contendo os dados, de pelo menos 1 (um) ano, referentes às leituras de irradiância global, difusa e direta (que poderá ser calculada) do local do empreendimento contendo curvas de “dia médio” para cada mês do ano e histograma com a distribuição de frequência anual da irradiância solar, de forma a subsidiar a previsão da produção anual de energia da central geradora fotovoltaica” Está exigência não apresenta benefício justificável sobre a utilização de dados provenientes de imagens de satélite, como podemos ver na figura abaixo onde a incerteza de um piranômetro de primeira classe é superior à dos dados de satélite (SolarGis) para bases anuais. Além disso, para se alcançar incertezas muito baixas para piranômetros, como as das figuras, é necessária a sua limpeza diária e calibrações periódicas, além de um controle de qualidade minucioso, o que geralmente não ocorre em estações solarimétricas de usinas fotovoltaicas.

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Figura 1 – Incerteza vs período de integração. Fonte: Apresentação de Dr. Christian A. Gueymard, “Solar Resource Uncertainties: Challenges and

Solutions”.

O estudo anexo (comparativo da medições de dados solarimétricos.pdf), o qual faz parte do capítulo 5 do livro “INGENIERÍA FOTOVOLTAICA” de Eduardo Lorenzo, faz um comparativo entre a utilização de dados de estações solarimétricas de usinas fotovoltaicas (medidos com piranômetro e dispositivos fotovoltaicos) e dados satélite para o mesmo local.

Cogen-RJ Hoje, se houvessem clientes do subgrupo B3 pagando somente pelo fio (custo de disponibilidade), não remuneraria a distribuidora. Ou seja, independente do aumento de capacidade sugerido pela NT, a forma de remuneração do fio deveria ser revista, como a criação da tarifa binômia também para BT para as unidades consumidoras eleitas para terem créditos de energia.

Vale lembrar que, para centrais de até 5 MW, há necessidade apenas de

Há razões financeiras envolvidas, todas elas, entretanto, analisáveis pela ANEEL e passíveis de adaptações; há, também, questões de registro e de cumprimento de requisitos, para gerações superiores aos 5 MW, também passíveis de correções e de adaptações, todas ao alcance da própria ANEEL.

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registro junto à ANEEL. Caso a central tenha maior capacidade, deverá cumprir todos os requisitos junto à ANEEL para obtenção de outorga, autorizando a exploração de centrais termelétricas e demais órgãos pertinentes.

Copel Não vemos barreiras regulatórias nas normas da ANEEL. 34


Já existem no mercado instalações de geração de energia através de cogeração, com potência instalada conforme a necessidade do consumidor (acima de 1MW) que não exportam energia para o sistema e nem se beneficiam do sistema de compensação devido à limitação da potência instalada dada pela Res. Aneel 482/12.

Adicionalmente, a falta de procedimentos padronizados expõe os empreendedores aos critérios estabelecidos pela distribuidora local, criando dificuldades para tomadas de decisões em investir em um sistema cogeração e climatização a gás natural.

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AES Não foram identificadas barreiras regulatórias no âmbito da ANEEL para expansão de centrais geradoras com potência instalada superior a 1 MW. Consideramos oportuna, contudo, a abertura de debate, estudo e/ou pesquisa para definição de modelo de remuneração que incentive tais investimentos.

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APINE Uma barreira importante é o limite de repasse às tarifas pelo VR para os leilões de Geração Distribuída. Como o VR é calculado com preços de leilões que são referenciados ao centro de gravidade do sistema, o valor não captura os benefícios reais da geração próxima aos centros de consumo.

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Celesc A resolução 482/2012 trata de sistemas de geração que utilizam fontes renováveis, não contemplando o uso de gás natural.

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Light A própria REN nº 482/2012 da forma em que está regulamentada é uma barreira regulatória, por impedir que centrais cogeradoras com capacidade acima de 1 MW estejam contempladas pelo conceito de net metering.

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ABSOLAR 1. Impedimento de enquadramento destes sistemas no SCEE, resultando 40


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na exigência do cumprimento de uma série de etapas adicionais até a celebração de contratos e conexão dos sistemas no SIN. Como conseqüência, a grande maioria dos projetos torna-se demasiadamente demorada e onerosa, o que os inviabiliza.

2. Falta de procedimentos de conexão e requisitos técnicos padronizados em nível nacional junto às distribuidoras de energia elétrica, gerando uma pulverização não-homogênea de exigências que aumentam desnecessariamente a complexidade do desenvolvimento de centrais geradoras com potência nominal superior a 1 MW.

3. Por fim, a minuta de resolução normativa disponibilizada pela ANEEL na AP 129/2013 pode criar uma nova e desnecessária barreira regulatória ao desenvolvimento de centrais geradoras fotovoltaicas no Brasil. A exigência de um “estudo simplificado contendo os dados, de pelo menos 1 (um) ano, referentes às leituras de irradiância global, difusa e direta (que poderá ser calculada) do local do empreendimento contendo curvas de “dia médio” para cada mês do ano e histograma com a distribuição de frequência anual da irradiância solar, de forma a subsidiar a previsão da produção anual de energia da central geradora fotovoltaica” não resulta em ganho de precisão considerável quando comparado ao emprego de dados provenientes de séries históricas de imagens de satélite ao estimar a produção anual de energia elétrica do empreendimento. Em contrapartida, tal exigência resulta em um atraso significativo na possibilidade de desenvolvimento de projetos, que precisariam acumular pelo menos 1 ano de dados contínuos da localidade onde o empreendimento será desenvolvido, arcando para isso com todos os custos de equipamentos, medição e análise destes dados. A ABSOLAR presume que a proposta da ANEEL foi baseada em seu conhecimento técnico sobre a tecnologia eólica de geração de energia elétrica, para a qual este tipo de medição “in loco” é pré-requisito fundamental. No entanto, esta metodologia não é diretamente aplicável à tecnologia fotovoltaica e, portanto, não encontra embasamento técnico ou econômico para ser enquadrada como uma exigência regulatória para a obtenção de outorga. Para centrais geradoras fotovoltaicas, a decisão


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quanto à metodologia de cálculo de previsão de geração anual de energia elétrica deve ser uma prerrogativa do empreendedor, que arcará com os riscos técnicos e econômicos do empreendimento.

Desse modo, a ABSOLAR considera importante a eliminação desta potencial barreira, especialmente no caso de centrais geradoras fotovoltaicas que não participem de leilões de energia elétrica.

(v) Há interesse dos consumidores em instalar centrais geradoras com potência superior a 1 MW em suas próprias instalações, tendo em vista

o custo dos equipamentos e o fato de a tarifa diminuir consideravelmente à medida que o nível de tensão aumenta?



Se observarmos os valores da energia vendida no leilão solar de Pernambuco, 193 - 246 R$/MWh, sendo que foram usinas da faixa de 5 MW a 30 MW, e consideramos que estas potências são perfeitamente plausíveis para a geração distribuída, inclusive em telhados solares, vemos que são competitivas independentemente do nível de tensão. Além disso, o custo da energia do leilão engloba toda a infraestrutura e custos de venda da energia, enquanto que se estes sistemas fossem enquadrados na REN 482, essa energia seria muito mais barata, uma vez que não os custos associados à “venda” de energia. Logo, há sim interesse dos consumidores!!!

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Os consumidores estão sempre interessados em minimizar seus custos operacionais, sendo a energia elétrica um dos mais relevantes. O interesse nesse tipo de instalação, portanto, deverá ser motivado pela percepção dos consumidores quanto às vantagens pecuniárias decorrentes, as quais por sua vez dependerão dos arranjos técnicos e financeiros associados, que dependem de iniciativas da ANEEL e ONS, bem como das instâncias tributárias envolvidas.

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Cogen-RJ Três principais razões levam o consumidor a adotar uma cogeração:

a) a economia obtida na comparação entre o preço da eletricidade,

São razões relevantes para o consumidor, seja ele industrial, seja ele comercial. Em

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principalmente no horário de pico, e o uso da cogeração, com todos os produtos que esta ultima é capaz de produzir.

b) O porte do prejuízo causado seja por ausência sistemática de suprimento por parte da distribuidora, seja por qualidade inadequada da energia ofertada, notadamente quando há robotização industrial, seja por perdas de matéria prima provocadas por variações, as vezes imperceptíveis a olho nu, de tensão;

c) a cogeração permite uma elevada eficiência no uso da energia térmica, capaz de produzir eletricidade e vários produtos dela derivados, minimizando drasticamente as perdas durante a queima do gás e, consequentemente, aumentando a produtividade da empresa e concretizando óbvia economia no emprego da energia.

casos de indústrias, como a de refrigerantes, a eficiência atinge cerca de 95 % pois lhe oferece, além da eletricidade, vapor em distintas pressões e temperaturas, água quente ou gelada, em distintas temperaturas e outros produtos como ar comprimido e, até, gases filtrados (CO2) inseridos no produto final; mesmos resultados podem ser obtidos em qualquer industria usuária das duas energias, a elétrica e a térmica, com eficiências variando entre 80 % e 90 %. Em caso de “shopping centers”, por exemplo, as eficiências podem, também, atingir de 80 % a 85 % produzindo eletricidade e frio para conforto.

Nos paises onde a cogeração já se integrou às respectivas matrizes, incentiva-se a maximização da energia térmica no sentido de gerar energia elétrica para, concomitantemente, atender ao hospedeiro e exportar para a rede, evitando os custos em geração centralizada e o uso da malha de transmissão.

Copel Esta pergunta somente poderá ser respondida mediante uma análise econômica que contemple os investimentos, custos operacionais e as receitas advindas da substituição da energia elétrica provinda da concessionária pela geração própria. Cada fonte primária tem suas peculiaridades e seus custos associados que necessitam ser valorados para uma conclusão segura de sua viabilidade.

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Cogen-SP/GE Distributed Generation/Comgás

Sim. Os consumidores demonstram interesse econômico, mas também buscam garantir a confiabilidade do sistema com a instalação de centrais como energia de back up. A modificação na regulamentação para soluções

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de cogeração acima de 1MW traz uma melhora significativa na viabilidade financeira de projetos de geração distribuída, devido à utilização integral do investimento realizado na planta de cogeração, ou seja, a central de cogeração fica dimensionada para trabalhar no seu ponto ótimo de operação ganhando em eficiência do sistema.

Reforçamos que mesmo não podendo participar do sistema de compensação, já existem no mercado instalações de geração de energia através de cogeração, com potência instalada superior a 1 MW e que não exportam energia para o sistema.

O interesse dos consumidores tenderá a evoluir na medida em que as tecnologias de cogeração e climatização forem indutoras de interesse, principalmente, nas regiões metropolitanas, com elevada concentração de carga, pela complexidade operacional de atendimento das demandas dos consumidores, quanto ao prazo de atendimento e condições operativas de confiabilidade e qualidade.

Ressaltamos que independentemente da tensão de fornecimento e respectivas tarifas, o net metering poderá trazer benefícios estratégicos (confiabilidade, qualidade de energia, redução de investimentos na planta de geração, fatores operacionais, eficiência energética,) que poderá viabilizar outros projetos.

Unica • Sim. No caso do setor sucroenergético, as unidades industriais são autoprodutoras de energia elétrica, por meio da queima do bagaço/palha da cana de açúcar, sobretudo no período de safra, e consumidores de energia elétrica na entressafra.

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AES Importa destacar que na área de concessão das distribuidoras do Grupo AES, historicamente, as conexões de centrais de geração têm se dado com o pressuposto de atendimento às cargas das instalações do acessante, na qual verifica-se eventual excedente de insumo energético para geração e/ou necessidade de melhoria da confiabilidade da energia elétrica na atividade exercida na unidade consumidora.

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APINE O interesse do consumidor na instalação de geração local existe e pode 48


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estar vinculado a diversos fatores, tais como: redução dos custos na ponta, aproveitamento de cogeração, aumento da confiabilidade de suprimento e apelo sustentável da geração renovável. Apesar de alguns destes fatores perderem atratividade em níveis de tensão maiores, a análise é sempre muito particular a cada consumidor. Cabe destacar também que, em níveis de tensão e potência maiores, as centrais geradoras tendem a ter um rendimento superior, o que compensa em parte o efeito da redução tarifária.

ABSOLAR Sim, tanto do ponto de vista do retorno sobre o investimento, ou seja, do ponto de vista financeiro, quanto por uma série de outros fatores e benefícios indiretos proporcionados por centrais geradoras fotovoltaicas com potências superiores a 1 MW.

Estes fatores não-financeiros (exemplos: segurança de fornecimento de energia elétrica, qualidade da energia elétrica, cumprimento de metas estratégicas ambientais, posicionamento de marca e visibilidade na mídia, entre outros) podem, inclusive, ser mais determinantes na tomada de decisão do que uma simples análise de retorno sobre o investimento. A ampliação do limite do SCEE para projetos com potência nominal acima de 1 MW seria um importante fator catalisador deste interesse, incentivando de forma decisiva projetos de geração distribuída de maior porte a se concretizarem.

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(vi) Há interesse das distribuidoras no aumento da quantidade e da capacidade de centrais geradoras conectadas às suas redes de

distribuição?



Um primeiro estágio de motivação das distribuidoras nesse contexto ocorreu com a implantação do “net metering” no âmbito da micro e minigeração incentivada, abrindo caminho para novos desdobramentos tais como a ampliação dos incentivos para potência instalada superior a 1 MW, uma reavaliação dos compromissos do consumidor e da concessionária

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para viabilizar o acesso à rede, ampliação ou criação de incentivos fiscais nos três níveis de governo, etc.

Copel Existem aspectos positivos e negativos .

Alguns dos aspectos positivos são: o aumento da quantidade e da capacidade de geração distribuída auxilia o sistema de distribuição, tornando-o menos vulnerável a subfrequências por falta de geração, auxiliando na manutenção do nível de tensão durante picos de carga, reduzindo o fluxo de potência na subtransmissão e consequentemente o impacto de contingências nestas linhas e reduzindo-se as perdas técnicas incluindo a possibilidade de melhoria no fator de potência.

Alguns dos aspectos negativos são: aumento da complexidade da operação de redes, que passa a manobrar cargas e geradores simultaneamente, aumento do nível de harmônicas na rede de distribuição, possibilidade de aumento excessivo do nível de tensão em períodos de carga leve, aumento do risco a que estão expostas as equipes de campo que intervém diretamente na rede desenergizada, face a uma energização acidental da rede .

Do ponto de vista da COPEL DIS consideramos que existe interesse no aumento da capacidade de centrais geradoras permeadas na rede de distribuição. No entanto se faz necessário cumprir certos pré-requisitos, tais como::

• Capacidade Máxima vinculada ao ponto de conexão. Adoção de critério de cada concessionária vinculando capacidade de geração com potência de curto circuito, nível de tensão, demanda do sistema entre outros.

• Atendimento dos critérios de proteção de cada distribuidora

• Comunicação e possibilidade de tele operação dos equipamentos de seccionamento e proteção do ponto de entrega

• Possibilidade de alteração de parâmetros de geração e sistemática de operação de acordo com as necessidades das distribuidoras de forma remota, em linha com o despacho da geração distribuída

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Em resumo: o aumento da geração distribuída nos sistema de distribuição de energia necessariamente devem ser acompanhados de adaptações técnicas e possibilidade de controle da geração proporcionalmente ao nível de potência despachada. A falta de controle e critérios de conexão pode acarretar perda de estabilidade, má qualidade da energia, insegurança e comprometimento da otimização do sistema.

Cemig Considerando que os investimentos de obras de reforço para atender unicamente à GD maior que 1MW sejam imputados aos geradores, a distribuidora tem interesse, devido aos benefícios que serão proporcionados à sociedade. Caso não se admita que os custos das obras sejam imputados aos geradores, deverá haver uma melhor definição quanto ao reconhecimento dos investimentos das distribuidoras, devido à conexão de GD, nas tarifas de energia e de uso do sistema de distribuição.

Devemos considerar que a Distribuidora não é diretamente beneficiada, pois a GD não pode ser considerada fonte firme de potência nos estudos de planejamento, já que não se tem garantia da obrigatoriedade de continuidade de geração e não posterga os investimentos necessários para a continuidade do atendimento aos clientes.

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Elektro - Entendemos , utilizando o regulamento atual, que não há incentivos para a distribuidora promover a expansão de GD através do conceito de net metering, pois só há redução no seu mercado e aumento de complexidade na operação. Caso alterada a forma como os clientes de GD são faturados, como por exemplo por TUSD, e esses clientes sejam incentivados à venderem energia em horários de ponta (tarifa horozasonal), pode haver interesse da distribuidora

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EDP A atual regulamentação precisa ser complementada para que seja possível apresentar uma avaliação mais adequada. Por exemplo, como tratar o balanço de energia e o histórico das perdas em função da energia injetada que não foi faturada? Como incluir o vencimento da energia não compensada após 36 meses nos critérios de sobrecontratação? Como reconstituir o histórico de faturamento no caso de irregularidade da medição

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da energia injetada mas já compensada em outra unidade consumidora?

Neste sentido, é necessário que a entrada da microgeração ocorra de maneira controlada até que todos os detalhes da regulamentação sejam definitivamente amadurecidos e implementados, para que então seja aberta a possibilidade de inclusão de minigeradores de maior porte.

Light O interesse da distribuidora no aumento da quantidade e da capacidade de centrais geradoras estará condicionado ao atendimento dos pontos a seguir:

- Tarifa Binômia para a UC BT micro/minigerador ou detentor de UC beneficiária de créditos de micro/minigerador.

A dispensa de contratação de demanda por UC BT que possua micro/minigeração, ou seja, beneficiária de créditos oriundos de UC (de mesmo CPF ou CNPJ) detentora de micro/minigeração repercute em ausência da correta remuneração pela utilização do fio da distribuidora.

Em sendo ampliada a capacidade instalada de minigeradores e o consequente incentivo para crescimento deste mercado, a ausência da remuneração adequada do fio pelas UC’s BT Micro/Mini repercutirá em distorção do mercado, uma vez que tais custos serão incorporados pelos demais consumidores cativos que não optaram, ou poderiam, investir em micro/minigeração.

Desta forma faz-se necessária a obrigatoriedade de tarifa binômia para as UCs BT envolvidas na micro/minigeração, ainda que apenas recepcionem os créditos de outra UC, para que contratem a demanda de toda a energia que será compensada pelo sistema do “net metering”.

Nota-se, na tabela abaixo, a diferença entre a remuneração do fio das distribuidoras, que deveria ser paga pela UC, caso não houvesse a compensação, e o que a UC efetivamente paga em caso de compensar todo o seu consumo.

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*Valores sem impostos.

** Valor referente ao custo de disponibilidade, medidor trifásico.

- Vedação de transferência de créditos entre UC’s de diferentes níveis de tensão

A atual regulamentação pela REN 482/2012 permite a cessão de créditos de uma UC do Grupo A que possua minigeração para uma UC, de mesmo CNPJ, que seja integrante do Grupo B.

Caso não seja adotada a obrigatoriedade de tarifa binômia abordada no item anterior, deve ser coibida a possibilidade de transferência de créditos de UC’s de diferentes níveis de tensão, tendo em vista a incorreta alocação de custos e remuneração pela utilização do fio.

- Obrigação de fator de disponibilidade por parte do Micro/Minigerador

Esta proposta visa promover o real benefício da geração distribuída à rede, garantindo que a geração ocorrerá naqueles momentos de maior demanda da rede.

Como não há garantias de disponibilidade contínua dos GDs, não podemos afirmar que a conexão dos mesmos na rede pode acarretar eventual redução do carregamento.

Entende-se que, os benefícios elétricos para a rede de distribuição com a micro e minigeração apenas serão atingidos se houver geração no


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momento em que a rede necessitar (rede estiver carregada).

Portanto, poderia ser incluído um fator de geração mínimo, que garantisse a disponibilidade dos GDs, para os momentos de necessidade da rede que, caso descumprido, ensejaria penalidades.

- Mecanismos para sobrecontratação ou exposição involuntária

A ampliação de capacidade de geração pelos minigeradores aumenta o risco de eventual sobrecontratação ou exposição da distribuidora, vejamos: (i) sobrecontratação, na hipótese de distribuidora, em sua compra de energia, ter incluído aqueles consumidores que, de um momento para o outro, passarão a gerar grande parte de sua própria energia; (ii) exposição, na hipótese da distribuidora passar a desconsiderar a energia necessária para clientes minigeradores e suas respectivas UC’s beneficiárias, pois possuem geração própria e pararam de utilizar da energia proveniente da rede, e aqueles repentinamente voltarem a utilizar da energia proveniente de forma exclusiva da distribuidora (ex.: o gás para a geração atingiu patamar em que a geração de energia não compensa financeiramente).

Deve, portanto, ser previsto mecanismo para reconhecer a exposição ou sobrecontratação involuntárias da distribuidora que forem ocasionadas pelos clientes micro/minigeradores.

2. Ampliação dos limites de aplicação do conceito de "net metering”

(i) Qual seria a potência instalada limite para usufruto do “net metering” por centrais geradoras conectadas à rede de distribuição?



Não deveria haver limite técnico de potência para se enquadrar no “net-metering”, mas deveria haver um limite comercial para que não haja venda de energia e sim apenas a compensação. Acredito que a forma que está a REN 482 hoje faz uma boa limitação através do CNPJ, logo não deveria haver limitação de potência.

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Deutsche Gesellschaft für Internationale A definição da potência instalada limite para usufruto do “net metering” 57


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Zusammenarbeit (GIZ) GmbH está sujeita a parâmetros diversos tais como a capacidade disponível da rede no local, a carga já suprida ao consumidor e os custos de adaptação da rede para o novo esquema se necessário. Na literatura internacional1 os valores da potência instalada adotados pelas concessionárias sob o conceito do “net metering” apresentam grande variação entre país e mesmo entre estados de um mesmo país2 3, dependendo da tecnologia adotada e das características do consumidor. Os valores informados variam entre 2 MW e 80 MW, associados em alguns casos a condicionantes tais como: - Dimensionamento do sistema de modo a atender às necessidades do consumidor, sem ultrapassar um limite associado ao consumo anual, que pode ser o próprio valor ou 125% dele; - Limites diferenciados por tipo (residencial ou não) e classe do consumidor; - Limites diferenciados pela localização do consumidor (urbana ou rural) ou pela tecnologia . A priori, a ideia de um “limite legal” para o valor da potência instalada não perece necessária nem prática, pois tal limite poderia inviabilizar um negócio atraente e viável economicamente, afetando os interesses do consumidor/investidor e restringindo os diferentes benefícios associados ao “net-metering”. 1 FORUM OF REGULATORS - Evolving Net-metering Model Regulation for rooftop

based solar PV projects -

FORUM OF REGULATORS WORKING GROUP REPORT - Energy Accounting,

Commercial and Technical Arrangements - August 2013 1 Freeing the Grid 2013 - Best Practices in State Net Metering Policies and

Interconnection Procedures

Interstate Renewable Energy Council (IREC) & The Vote Solar Initiative - Updated

November 2013 1 A review of net metering mechanism for electricity renewable energy sources - Andreas

Poullikkas, , George Kourtis, Ioannis Hadjipaschalis - Electricity Authority of Cyprus.

INTERNATIONAL JOURNAL OF ENERGY AND ENVIRONMENT - Volume 4, Issue

6, 2013 pp.975-1002


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Cogen-RJ Embora as distribuidoras possam indicar, pelas razões acima apresentadas, 5 MW, não deve haver limite, conforme argumenta-se no texto que se segue.

Para potencias elevadas, como, por exemplo, cogeração em grandes siderúrgicas, capazes de ofertar valores elevados, da ordem de vários MWs, haverá necessidade de registro e de monitoramento.

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Copel Para a COPEL DIS não há limites para usufruto do “net metering.” 59


O estabelecimento de um teto de capacidade pode restringir os benefícios do net metering em sistemas com maior concentração de carga que podem absorver maior potência.

Entendemos que não é recomendável estabelecer um novo limite de capacidade instalada para participar do sistema de compensação, como por exemplo, 10 MW, indiscriminadamente e alterar os procedimentos simplificados para a micro e mini-geração, conforme indicado no item 21 da nota técnica. Estas decisões poderiam prejudicar o sistema de distribuição de energia elétrica em determinadas localizações e desmotivar os eventuais agentes potenciais para a entrada no sistema de compensação pela dificuldade que seriam apresentadas em eventuais novos procedimentos de acesso à rede de distribuição.

Proposta:

(i) Manter a regulamentação vigente da resolução 482/2014 e respectivos procedimentos simplificados para geradores com potência instalada menor ou igual a 1 MW;

(ii) Estabelecer critérios e procedimentos para que as distribuidoras determinem localidades na sua área de concessão que a Geração Distribuída com potência injetada na rede acima de 1 MW traria benefícios para a expansão da sua rede, contribuindo para a modicidade tarifária;

(iii) Permitir a participação no sistema de compensações empreendimentos com potência injetada na rede superior a 1,0 MW, nas

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localidades estabelecidas pela distribuidora, até o limite de demanda máxima do consumidor ou da demanda contratada com a distribuidora local, conforme a necessidade do consumidor, ou seja, independentemente da potência instalada do gerador.

(iv) Revisar periodicamente as localidades estabelecidas pelas distribuidoras.

A proposta visa regulamentar o net metering conforme a necessidade do empreeendedor/consumidor, e propiciar às Distribuidoras induzir o net metering por área elétrica (ou circuito por subestação), onde as mesmas tenham necessidade de melhoria operacional. Dessa forma o benefício poderia ser aproveitado melhor, por todas as partes envolvidas.

Cemig Considerando que a geração não ultrapasse o montante da carga no mesmo ponto de consumo e, que o acessante seja responsabilizado pelas obras de reforço para a GD maior que 1 MW, não há um limite para a distribuidora.

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Unica O estabelecimento de um teto de capacidade pode restringir os benefícios do net metering em sistemas com maior concentração de carga que podem absorver maior potência.

Mantendo-se o critério de potência menor ou igual a 1 MW, poder-se-ia estabelecer critérios e procedimentos para que as distribuidoras determinem localidades na sua área de concessão que a Geração Distribuída com potência instalada acima de 1 MW traria benefícios para a expansão da sua rede, contribuindo para a modicidade tarifária.

Permitir a participação no sistema de compensações empreendimentos com potência injetada na rede superior a 1 MW, nas localidades estabelecidas pela distribuidora, até o limite de demanda máxima do consumidor ou da demanda contratada com a distribuidora local, conforme a necessidade do consumidor, ou seja, independentemente da potência instalada do gerador.

A proposta visa regulamentar o net metering conforme a necessidade

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do empreendedor/consumidor, e propiciar às distribuidoras induzir o net metering por área elétrica (ou circuito por subestação), onde as distribuidoras tenham necessidade de melhoria operacional. Dessa forma o benefício poderia ser aproveitado melhor, por todas as partes envolvidas.

Devem ser revistas periodicamente as localidades estabelecidas pelas distribuidoras. Ademais, o regulador deve estar atento e induzir as distribuidoras a, no médio prazo, criar as condições para recepcionar a geração advinda do net metering, independentemente da configuração imediata da área elétrica.

AES Considerando os motivos e fundamentos expostos na contribuição, entende-se que a potência instalada limite para usufruto do “net metering” por centrais geradoras seja de até 1 MW, como atualmente prevê a Resolução Normativa nº 482/2012.

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Elektro O limite de potência instalada para usufruto do "net metering" deve ser tal que a inserção das GD´s não tenham influência significativa nos limites de sobrecontratação de energia das concessionárias. No caso da Elektro, algumas poucas distribuidoras com geração média de 15MW já seriam suficientes para afetar os limites de sobrecontratação.

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APINE Pela concepção do mecanismo, o limite “teórico” para a utilização do conceito de “net metering” seria a própria demanda do consumidor, de modo a não haver excedentes em longo prazo.

Entretanto, trazido a pratica do sistema e do nosso modelo setorial, o assunto carece de um estudo mais aprofundado. Dependendo do nível de penetração projetado com a implantação do benefício, há implicações técnicas e de mercado importantes a considerar como a adequação da proteção e controle dos sistemas de distribuição, a redução da base de pagamento das distribuidoras e desestímulo a grandes consumidores

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migrarem ao mercado livre, por exemplo.

Uma sugestão possível é definir limites de potência máxima de acordo com o nível de tensão de conexão.

EDP O limite de “net metering” deveria ser estabelecido em função da energia firme e não da capacidade instalada. A maior dificuldade operacional da mini e microgeração é a grande variação da corrente injetada/fornecida junto à rede da distribuidora.

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Celesc A Resolução 482/2012 ainda é muito recente e, devido principalmente a fatores econômicos, o número de consumidores que instalaram sistemas de geração em suas instalações ainda é baixo, de forma que ainda não foi possível para as distribuidoras avaliar adequadamente os impactos dessas conexões. Ressaltamos também que ainda não há uma consolidação dos procedimentos e requisitos para conexão, vide a alteração recente no Prodist sobre o uso do Dispositivo de Seccionamento Visível em sistemas de microgeração que utilizam inversores e o fato de que ainda não há uma portaria do INMETRO publicada sobre os inversores on-grid. Entendemos que a discussão sobre o aumento de limite para o “net metering” deva ocorrer somente após a consolidação das regras e procedimentos para conexão de micro/mini geradores e dos impactos dessa modalidade de conexão.

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Light - Limitação legal para desburocratização do gerador.

A Lei 9.074/1995 permite que os potenciais hidráulicos até 1 MW ou termelétricas até 5 MW sejam atividades meramente comunicadas ao poder concedente, prescindindo de autorização, concessão ou permissão: “Art. 8o O aproveitamento de potenciais hidráulicos, iguais ou inferiores a 1.000 kW, e a implantação de usinas termelétricas de potência igual ou inferior a 5.000 kW, estão dispensadas de concessão, permissão ou autorização, devendo apenas ser comunicados ao poder concedente.”

Desta forma a proposta da COGEN, de incluir termelétricas cogeradoras de até 30 MW no conceito de minigeração distribuída da REN 482/2012, vai de encontro ao previsto na Lei, que permitiria apenas a

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desburocratização de cogeradores de até 5 MW.

ABSOLAR O limite de 1 MW atualmente estabelecido pela REN 482/2012 não possui fundamentação em restrições técnicas ou tecnológicas que justifiquem uma impossibilidade de alteração deste valor. Contextualizando o caso brasileiro com o cenário internacional, outras matrizes elétricas ao redor do mundo já possuem experiências bastante positivas em aplicar o modelo conhecido como net-metering para sistemas de geração distribuída com potência nominal superior a 1 MW. Nos EUA há pelo menos 10 estados que utilizam limites superiores a este valor, sendo o maior limite o do estado de New Mexico, com uma potência nominal máxima por sistema de 80 MW. Adicionalmente, pelo menos três estados dos EUA não definem um limite máximo para a participação no net-metering, limitando-o em função da carga ou demanda contratada da unidade consumidora. Por exemplo, o estado do Arizona permite a participação no net-metering de sistemas com potência nominal de até 125 % da carga ou demanda contratada da unidade consumidora [Fonte: Freeing the Grid, Best and Worst Practices in State Net Metering Policies and Interconnection Procedures, 2014.].

Portanto, a ABSOLAR considera desnecessário o estabelecimento de um valor único de potência nominal limite para

participação no SCEE. Sugere-se a eliminação do atual limite nominal de 1 MW para participação no SCEE e substituição

deste por um limite baseado na carga ou demanda contratada da unidade consumidora, independentemente da potência

nominal da central geradora. Adicionalmente, sugere-se a revisão da exigência de aumento de carga instalada ou demanda

contratada para a instalação de centrais geradoras com potência nominal superior à carga instalada ou demanda contratada

atualmente exigida pela REN 482/2012.

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(ii) Há necessidade de alterações nas exigências técnicas, contratuais e procedimentais contidas nos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST para viabilização de centrais geradoras com potência instalada superior a 1 MW a adotarem o “net metering”? Quais?



Alteração na parte da recontratação da demanda, a qual deve ser feita conforme o cálculo do MUSD das centrais geradoras.

Alteração na parte do ponto de conexão do gerador, para homogeneizar os entendimentos sobre a conexão em baixa tensão dos geradores em unidades consumidoras conectadas em média e alta tensão.

Alteração na parte da medição (fazendo-a através de 2 medidores), para excluir o problema da medição dos excedentes de reativos.

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Copel Com relação às exigências técnicas é necessário definir o ponto de conexão e os requisitos adicionais de proteção e tele proteção. Também é importante a definição da obrigatoriedade dos estudos pertinentes tais como: curto circuito, fluxo de potência, estabilidade, etc,.

Considerando que o porte destes geradores é bem maior que o dos micro e mini geradores, não há razão em onerar a concessionária com tais estudos, ou seja, estes ficam a encargo do acessante de geração.

Ressalte-se que a COPEL vê os referidos estudos como essenciais para potências de geração acima de 1 MW.

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Sim. Será necessário proceder a ajustes regulatórios para contemplar as alternativas de fomento dos conceitos de net metering para potência instalada superior a 1MW visando padronizar os procedimentos das Distribuidoras.

Adotar os mesmos requisitos que hoje são necessários para Autoprodutores e/ou Produtores Independente de Energia (principalmente inclusão da proteção por relé multifunção).

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Cemig Sim, há necessidade. O PRODIST deve ser adequado à inclusão da GD em todos os seus módulos.

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Incluir que a responsabilidade das obras de reforço seja do acessante, para GD maior que 1MW.

AES Entende-se não haver necessidade de alterações, considerando a linha de proposta externada no início desta contribuição.

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Elektro - Deve haver Contrato de Conexão de Distribuição (CCD) que trate adequadamente a robustez das conexões necessárias de geradores acima de 1MW

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EDP Sim. Geradores neste nível de potência injetada costumam requerer um ponto de conexão além do ponto de fornecimento da unidade consumidora original (trecho de rede exclusiva do gerador).

Adicionalmente, os investimentos necessários para atendimento da geração, inclusive participação financeira e adequação da proteção, deveriam ser arcados pelo interessado, uma vez que a distribuidora, conforme legislação e contrato de concessão, deve garantir o atendimento ao seu mercado (carga) e a geração deve viabilizar seu acesso até a distribuidora.

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Itaipu A geração distribuída de pequeno porte, menor que 1 MW, necessita de regulamentação própria, com exigências técnicas, contratuais e procedimentais específicas para sua inserção a rede e viabilização.

A Seção 3.7 do PRODIST – Acesso de Micro e Minigeração Distribuída, poderia acrescentar as seguintes modificações;

- Critérios técnicos e operacionais (item 3 da seção 3.7) específicos para micro e minigeração;

- Requisitos de projeto (item 4 da seção 3.7) específicos para micro e minigeração;

- Especificar separadamente as particularidades da conexão com geradores síncronos e através de inversores nos itens do PRODIST.

A pré-certificação de sistemas de conexão (kit de conexão) poderia ser adotada para os painéis de proteção e seccionamento que são exigidos atualmente para a conexão de geradores síncronos a rede.

Para geradores síncronos (grupos motogeradores a biogás e outros combustíveis e CGHs), observa-se que os procedimentos, projetos, documentações e estudos exigidos para efetivação do acesso, ainda estão baseados no modelo de geradores de maior porte. Estas barreiras que impedem a viabilização da geração distribuída de pequeno porte.

O modelo de pré-certificação de sistemas de interconexão (kit de conexão) para inversores mostrou-se bastante positivo na viabilização do acesso a rede de distribuição.

Atualmente 123 das 124 unidades

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registradas no BIG como RN 482, são através de inversores (UFV e EOL).

Celesc A filosofia de acesso simplificado adotada para o acesso de micro e minigeração deveria ser abandonada para centrais geradoras com potência instalada superior a 1 MW. Devem ser realizados estudos detalhados de fluxo de potência e de curto circuito por parte do acessante. Os eventuais reforços e adequações na rede apontados por tais estudos, decorrentes exclusivamente da conexão de tais sistemas deveria ficar a cargo do acessante, de forma a não onerar ainda mais os demais consumidores, que já teriam de suportar custos decorrentes da alocação de cargas significativas nas redes de distribuição, ou a existência de disponibilidade excedente para as mesmas.

Para potências superiores a 1 MW torna-se necessário avaliar o ponto de conexão, de maneira que os estudos de conexão podem trazer a necessidade de modificação do ponto de acesso, podendo não ser mais o mesmo ponto de conexão do consumidor, ou seja, remete ao processo de acesso de agentes produtores independentes de energia.

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Light Do ponto de vista dos requisitos técnicos exigidos pela distribuidora, entendemos que os mesmos não deveriam ser limitados àqueles estabelecidos pelo PRODIST para mini e microgeradores .

Caso haja uma expansão do sistema de compensação para geradores maiores que 1 MW, nossa proposta é a de manter os requisitos técnicos exigidos para Produtores Independentes de Energia deste mesmo porte.

Em resumo deve-se adotar o que está previsto no Módulo 03 do PRODIST, porém sem considerar as restrições da seção 3.7.

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ABSOLAR Sim. Para facilitar e melhor padronizar este procedimento, sugere-se a inclusão de duas novas faixas de potência na seção 3.7 do módulo 3 do PRODIST: uma faixa para sistemas com potência nominal superior a 1 MW e igual ou inferior a 5 MW e outra faixa para sistemas com potência nominal superior a 5 MW. Os detalhes técnicos específicos poderão ser definidos conforme as regras já estabelecidas pela ANEEL para centrais

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geradoras com potências nominais similares às mencionadas acima, mas levando em consideração a existência de equipamentos de proteção, monitoramento e gerenciamento integrados aos sistemas, de modo a evitar redundâncias desnecessárias e que onerem os empreendimentos.

(iii) Quais seriam as dificuldades enfrentadas pelas distribuidoras em termos de contabilização de créditos de energia, procedimentos, conexão e operação de centrais geradoras com potência instalada superior a 1 MW a adotarem o “net metering”?


Cogen-RJ Interferência na previsão de consumo para compra de energia (exposição involuntária à sobrecontratação), além de diversos problemas como os relatados nas respostas anteriores.

São dificuldades analisáveis pela ANEEL e sob sua jurisdição adapta-las.

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Copel Não se vislumbra dificuldades 82


A contabilização de créditos de energia e sistema de faturamento já foi adotada pelas Distribuidoras conforme exigência da Res. Aneel 482/12. Seriam necessários somente ajustes nos sistemas de registro de informações e de faturamento das contas de energia elétrica.

Quanto aos procedimentos de conexão e operação sugerimos que os mesmo sejam adaptados em função da capacidade instalada, por faixa de potência injetada na rede (por exemplo; de 1 a 5MW, acima de 5 MW), ressaltamos que para os casos de potência até 1 MW devem ser mantidos os procedimentos atuais.

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Cemig As concessionárias de distribuição terão custos adicionais para fazer a gestão de todo o processo de controle e implementação da geração distribuída, principalmente, no tocante ao Net Metering. Para ressarcimento desses custos para a distribuidora, deveria ser previsto algum processo para a remuneração de serviços de engenharia decorrentes da demanda por conexões dessas GDs.

No que tange à contabilização de energia, é importante frisar que o

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aumento da potência para o sistema de compensação de energia elétrica trará custos. A visão da Cemig é que esses custos sejam imputados ao acessante ou reconhecidos na tarifa.

Será necessário adequar a regulamentação vigente à nova realidade.

AES As dificuldades das distribuidoras não estão associadas à contabilização de créditos de energia do net metering e, sim, aos impactos na operação das redes elétricas e gestão da contratação de energia, descritos no início da contribuição.

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Elektro - Desde que todas as preocupações constantes nesta contribuição estejam devidamente mitigadas, os procedimentos de contabilização de crédito de energia, conexão e operação devem permanecer os mesmos dos já praticados para micro e mini geração

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EDP Não identificamos diferença no procedimento de contabilização de créditos de energia com relação aos minigeradores vigentes (100 kW a 1

MW) que são atendidos em média tensão. Contudo, quanto maior a potência instalada, maior é o impacto potencial junto à rede da distribuidora. As preocupações relativas à proteção, segurança, operação e controle são maiores devido ao maior impacto potencial do gerador.

Cabe observar, conforme já manifestado anteriormente, que o impacto potencial é minorado no caso de injeção com menor volatilidade.

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Light Com a vigência da REN nº 482/2012, não vislumbramos maiores dificuldades no que diz respeito à contabilização de créditos. Pensando em requisitos técnicos, poderiam ser adotados os mesmos procedimentos praticados para Autoprodutores e PIE’s.

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3. Questões adicionais

(i) Além da adoção do conceito de “net metering”, quais seriam outras formas de incentivo à GD, dentro do rol de competências da ANEEL?



1 – Venda direta da energia entre consumidores ou distribuidora, ou a venda da energia excedente a outros consumidores ou distribuidora.

2 – Aluguel dos telhados ou instalação das unidades consumidoras por parte das distribuidoras ou terceiros para vender a energia proveniente da geração distribuída para as próprias distribuidoras ou para outros consumidores.

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- Introduzir um regime de “feed-in tariff”;

- Modificar o marco regulatório para permitir que investidores aluguem o espaço do consumidor para a instalação de projetos de GDI.

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Cogen-RJ Devido à extensão da resposta, peço considerar o Anexo A que acompanha esta contribuição.

Ver item 133 (contribuições de caráter geral)

O Anexo A, ao lado citado, atende ao requisito constante da alínea “28” da NT

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Copel Compensar os acessantes de geração pela possibilidade de disponibilização de controle por parte das concessionárias de distribuição, incluindo os serviços ancilares e a possibilidade de geração em condições seguras de ilhamento. Proporcionar a tarifação dinâmica para todos os níveis de consumidores que adotam o net metering, incentivando a geração nos horários mais adequados para o sistema elétrico.

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Proposta 1:

o Alterar regras e procedimentos de comercialização, para permitir a participação na contabilização liquidação da CCEE de geração ociosa para auto produtores, que sejam consumidores cativos.

Teríamos, com isso uma oportunidade para amenizar a atual situação energética nacional, diante das chuvas muito abaixo da média histórica. Várias plantas instaladas atualmente em regime de autoprodução para atendimento a consumidores cativos estão distribuídas em várias localidades do país e estão operando parcialmente, pois a

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sua geração torna-se viável comercialmente somente nos horários de ponta, ficando, assim, ociosas em 87,5 % do tempo.


Proposta 2:

o Atuar na regulamentação de um VRGD que inclua o custo benefício da geração em centro de carga, de forma a permitir a contratação pelas distribuidoras de energia de Geração Distribuída a preços competitivos considerando os benefícios que esta geração traz para o sistema elétrico.

A geração próxima ao ponto de consumo reduz as perdas elétricas, bem como a posterga os investimentos por parte da Distribuidora.

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Unica • É reconhecido que a geração próxima ao ponto de consumo reduz as perdas elétricas, bem como a posterga os investimentos por parte da distribuidora. Dessa forma, a ANEEL deve atuar na regulamentação de um valor de referência na modalidade geração distribuída (VRGD) que inclua o custo benefício da geração em centro de carga, de forma a permitir a contratação pelas distribuidoras de energia de Geração Distribuída a preços competitivos considerando os benefícios que esta geração traz para o sistema elétrico.

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AES Conforme supracitado, a proposta é que se promova um debate, estudo e/ou pesquisa que avalie a melhor alternativa de precificação da energia gerada por estes empreendimentos, de tal forma que capture os benefícios gerados e amplie o cenário de viabilidade dos investimentos.

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Renova Energia De acordo com a regulamentação atual, o consumidor de alta tensão que possui uma geração de net metering em seu site, tem uma redução na sua fatura decorrente da parcela de energia (TE), mas não na tarifa de uso (TUSD). Dessa forma, uma alternativa para incentivar o net metering, seria aplicar a mesma regulamentação de desconto na TUSD utilizada no mercado livre, para o mercado regulado. O consumidor que tiver uma geração distribuída pode ter desconto na sua própria TUSD, de acordo com a sua geração.

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Elektro Vale ratificar a importância dessa contribuição para o setor de distribuição. Atualmente, GD através de net metering, não é mecanismo de incentivo suficiente para as distribuidoras devido à redução de mercado. A contribuição das distribuidoras deve ter grande foco nesse ponto, de forma que a expansão inevitável da geração distribuida não impacte negativamente o resultado das mesmas. Uma boa regulamentação deve fazer com que GD seja incentivada tanto pelas distribuidoras quanto pelos consumidores.

- Um possível incentivo para os autorpodutores e para a distribuidora seria a possibilidade dos autoprodutores podem comercializarem energia, sendo que a utilização de tarifas horozasonais possam ser utilizadas para incentivar a utilização dessas fontes em horários de ponta.

- Distribuidoras não podem ser faturadas pelo mínimo em casos onde o produtor produz 100% do seu consumo. Inclusive para micro e mini geradoras, esses autoprodutores devem ser faturados por TUSD, ou seja, proporcionalmente à energia que consomem, independente da fonte dessa energia. Além disso, mecanismos de reajuste devem ser revisto para que esses geradores entrem no no cálculo de ajuste de mercado.

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ABRACEEL A melhor alternativa para incentivar a GD seria a possibilidade de comercialização da energia proveniente de Geração Distribuída no Ambiente de Contratação Livre (ACL), o que poderia ser realizado através de um comercializador varejista.

A possibilidade de obter receita com a venda dessa energia no mercado livre gera incentivos para a ampliação dos investimentos em micro e mini geração, especialmente em períodos de preços elevados como os vivenciados em 2014, ampliando a oferta de energia e a liquidez do mercado. Hoje, não há impedimento legal para que a micro e mini geração possa ser vendida no mercado livre, mesmo no caso de consumidores cativos, que não podem adquirir energia no ambiente de Livre Contratação (ACL), bastando que o tema seja regulamentado pela Aneel.

O sistema de compensação “net metering” incentiva a instalação de sistemas de geração que forneçam apenas a energia demandada pelo consumidor. Para que exista um maior incentivo à GD, o consumidor que possuir geração deve ser incentivado a instalar uma unidade geradora que traga maiores benefícios, como a possibilidade de vender a energia excedente no mercado livre, porém, para comercializar a energia em ACL, os geradores de pequeno porte devem cumprir os mesmos processos técnicos e burocráticos de um grande gerador. Tais processos dificultam a

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entrada dos mesmos neste ambiente de contratação.

A Abraceel é favorável à ampliação dos limites de aplicação do conceito de “net metering” para a micro e mini geração distribuída.

Contudo, apenas a compensação por “net metering” não gera incentivos suficientes para a ampliação dos investimentos em microgeração e minigeração distribuídas, uma vez que a possibilidade de receita do consumidor com a geração está limitada ao seu consumo, não havendo incentivos para instalar geradores com potência acima da sua carga. Neste sentido, poderiam ser implementadas regras especiais que permitissem a criação de um novo conceito de agente consumidorgerador, disposto a instalar a micro/minigeração em tamanho maior do que o seu consumo, de forma a gerar excedentes após a compensação do “net metering” com a distribuidora, e que pudesse vender essa energia excedente no mercado livre. Além disso esse agente poderia, voluntariamente, ser representado na CCEE por comercializadores e outros agentes da Câmara, facilitando a participação desses micro/minigeradores no ACL. As comercializadoras de energia poderiam ter um importante papel nesse processo, representando os ativos dos


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consumidores-geradores na contabilização e ficando responsáveis por todas as operações das unidades modeladas. Assim, o micro/minigerador representado não precisaria se tornar agente da CCEE nem apresentaria resultado na contabilização. Esse mecanismo novo seria um fator de alavanca no crescimento da micro/minigeração e poderia fomentar um novo mercado de venda de energia e potência, auxiliando assim a matriz energética brasileira.

Além disso, é necessário uma iniciativa da Aneel junto ao Conselho Nacional de Política Fanzedária (Confaz), de modo a esclarecer o conceito de “net metering” e evitar a cobrança de ICMS sobre a energia permutada. A cobrança, em alguns estados, de ICMS sobre o net metering inviabiliza a micro e mini geração.

APINE Conforme já relatado em questão anterior, uma importante forma de incentivo é a revisão do valor teto de repasse para os leilões de geração distribuída, através da captura adequada dos benefícios desta geração para o sistema e consumidores.

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Itaipu Para centrais geradoras menores que 1 MW, faz-se necessário a criação de uma regulamentação específica para comercialização de energia, de modo a oportunizar o desenvolvimento de um número maior de fontes renováveis como: Unidades de geração a Biogás.

Esta regulamentação dever ser nova, para não desestruturar todos os avanços obtidos com a RN 482.

Centrais geradoras a Biogás e CGHs possuem dificuldades de viabilização econômica no conceito de “net metering” pelos motivos a seguir:

- Estas unidades possuem geração de energia constante, dificultando a

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Uma possibilidade de incentivo a GD seria retomar e fortalecer o processo de chamada pública, já existente, readequando os pontos que a tornaram inviável. Alguns pontos que poderiam ser observados seriam:

- A padronização do processo de chamada pública de energia proveniente de GD, com potência menor que 1 MW.

- Tornar a chamada pública periódica e previsível;

- A fixação inicial do VR como valor de compra;

- O aumento do prazo de vigência dos contratos de compra e venda de energia por este mecanismo. Chamadas públicas com prazos de 4 anos não oferecem garantias;

- Flexibilização dos limites de sub e sobrecontratação das concessionárias de forma proporcional ao percentual de GD contratado nas chamadas públicas;

compensação com a energia consumida na unidade;

- Estas unidades são dimensionadas pela disponibilidade da fonte primária de energia (biogás e outros), e na maioria dos casos a energia gerada é bastante superior a demanda de energia da unidade consumidora, resultando em excedentes crescentes de créditos e seu vencimento no prazo de 36 meses;

- Unidades consumidoras rurais possuem tarifas mais baixas de energia, que aliadas aos outros critérios do “net metering” tornam-se inviáveis.

No conceito “net metering” são diretamente incentivados as centrais geradoras com as seguintes características:

- Centrais com geração de energia intermitente, geralmente conectada através de inversores;

- Centrais normalmente dimensionadas a partir da demanda de energia da unidade consumidora;

- Centrais localizadas em áreas urbanas, principalmente, do grupo tarifário B;

Itaipu Abertura de uma consulta nos mesmos moldes da Consulta Pública 015/2010 realizada pela ANEEL, tendo como foco os seguintes pontos:

- Obtenção de subsídios para redução de barreiras para inserção da

As principais justificativas são:

- Incrementar a participação da geração distribuída, por fontes renováveis, na matriz

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geração de pequeno porte na matriz energética brasileira.

- Revisão do PRODIST, principalmente seção 3.7.

- Proposição de uma regulamentação específica para comercialização de energia de geradores de pequeno porte.

energética;

- Possibilitar a inserção de uma maior variedade de fontes alternativas;

- Fomentar o desenvolvimento da cadeia produtiva de equipamentos no país;

- Acelerar e viabilizar o desenvolvimento das redes inteligentes no Brasil.

Light A ANEEL, através da Resolução ANEEL nº. 167/2005, regula a forma de contratação direta das distribuidoras, mediante chamada pública, de energia elétrica proveniente de GD.

O limite para valor máximo de contratação da GD é o Valor Anual de Referência (VR), que, na maioria das vezes, desestimula o mercado a vender energia nas chamadas públicas das distribuidoras.

Desta forma, a ANEEL poderia estimular o segmento ao criar um VR-GD, com vistas a promover estar parcela de mercado.

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ABSOLAR 1. Permitir o uso do conceito de virtual net-metering. Para mais informações, favor consultar:

http://www.cpuc.ca.gov/PUC/energy/DistGen/vnm.htm

2. Permitir o uso do conceito de community net-metering. Para mais informações, favor consultar:

http://www.dsireusa.org/solar/solarpolicyguide/?id=17

3. Regulamentar um valor anual de referência específico para a geração distribuída (VRGD), distinto do valor anual de referência (VR) utilizado para as usinas centralizadas. O VRGD deverá ser calculado levando em consideração o valor econômico dos benefícios proporcionados pela geração distribuída proveniente de fonte renovável de energia elétrica e não apenas o valor da parcela de geração da energia elétrica. Isso inclui, por exemplo, benefícios ambientais, benefícios técnicos ao sistema elétrico e benefícios econômicos indiretos ao país. Esta metodologia já foi aplicada com sucesso, por exemplo, no estado de Minnesota, nos EUA,

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http://www.cpuc.ca.gov/PUC/energy/DistGen/vnm.htm

http://www.dsireusa.org/solar/solarpolicyguide/?id=17


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com o nome de Value of Solar (VOS), para remunerar a energia elétrica produzida por sistemas fotovoltaicos conectados à rede. Informações detalhadas sobre este programa estão disponíveis em:

http://mn.gov/commerce/energy/topics/resources/energy-legislation-initiatives/value-of-solar-tariff-methodology%20.jsp

(ii) Como o risco de sobrecontratação de energia por parte das distribuidoras poderia ser mitigado ou eliminado no caso de aumento de geração de

energia proporcionado por consumidores?



Primeiramente, a geração deveria entrar no cálculo de previsão do aumento da carga feita por parte das distribuidoras. Para subsidiar a previsão da geração, durante a inspeção da instalação para a conexão à rede, ou com os dados do pedido de acesso, algumas informações técnicas deveriam ser catalogadas para poder ser feito o cálculo da previsão de energia. Este cálculo se bem feito produz erros da ordem de 2 % em uma base de tempo anual. Poderia ser utilizada a metodologia presente na ABNT NBR 16274:2014 como forma de cálculo. Além disso, pode-se acompanhar a geração através dos medidores de energia da unidade consumidora a fins de se saber a qualidade da instalação, taxa de disponibilidade e consequentemente prever de forma mais exata quanto de energia será produzida. O inconveniente desta metodologia é a utilização de medidores eletrônicos com envio de dados. A título de exemplo, há empresas que fazem este tipo de serviço fora do Brasil, as quais tem parceria com universidades brasileiras.

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Cogen-RJ Caso seja permitido passar os custos incorridos para tarifa e/ou haver uma maneira da distribuidora se programar quanto ao volume de energia a ser comprado, como, por exemplo, o acessante garantir uma geração mínima; também poderia ser diminuida a validade dos créditos de energia, que hoje é de 36 meses.

São dificuldades analisáveis pela ANEEL e sob sua jurisdição adapta-las

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Copel O aumento de geração de energia proporcionado por consumidores tem como “efeito” uma potencialização do risco de sobrecontratação das distribuidoras. A REN 482/2012 já prevê em seu artigo 7º / inciso X, que os montantes líquidos apurados no “sistema de compensação de energia elétrica” sejam considerados no cálculo da sobrecontratação de energia para efeitos tarifários. Isto mitiga, mas não elimina, o risco de sobre contratação apontado. A este respeito, ressaltamos os seguintes pontos de atenção:

• Utilizar os montantes gerados (e não os montantes líquidos) para o cálculo da sobre contratação;

• O “sistema de compensação de energia elétrica” acumula montantes compensados pelo cliente nos últimos 36 meses enquanto a sobre contratação é apurada em 12 meses do ano civil. Há necessidade, portanto, de compatibilização do período de referência dos dados do “sistema de compensação de energia elétrica” para os 12 meses do ano civil a fim de que não se considere, no cálculo da sobre contratação, montantes oriundos de outros períodos.

• Os clientes detentores de geração nos moldes da REN 482/2012 tenham seu faturamento compatibilizado dentro do mês civil (como ocorre na CCEE)

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Regulamentar a participação da Distribuidora no Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits (MCSD), inciso II, Artigo 29 do (Decreto 5163/2004), de acordo com o enquadramento no Net Metering tanto para as novas plantas quanto para as existentes.

Definir um prazo para os consumidores proprietário de geração com potência injetada na redesuperior a 1 MW informarem à distribuidora a data e a quantidade de energia a ser injetada na rede de distribuição.

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Cemig Permitir que a geração distribuída seja acrescida à carga no ponto de fronteira com a Rede Básica para efeito de apuração no montante contratado (MUST), a exemplo do que ocorre atualmente com a geração despachada centralizadamente pelo ONS. Haverá necessidade de

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medição específica dessa geração distribuída a fim de permitir o controle de contratação do uso do sistema.

AES No sistema de compensação de energia, consumidores podem injetar energia (até 1 MW) na rede de distribuição, sendo livre o acesso da mini e microgeração a qualquer consumidor, sem que haja qualquer compromisso de geração e/ou consumo. Desta forma, a distribuidora não tem qualquer gestão sobre o montante de energia gerada, reduzindo o gerenciamento dos riscos associados ao seu portfólio de contratos.

Assim, para minimizar o risco de contratação, entende-se necessário o reconhecimento de eventuais exposições involuntárias dos montantes de energia contratados pela distribuidora, desde que comprovado que sua origem esteja associada aos empreendimentos de micro e minigeração distribuída. Assim, seria assegurada a distribuidora a neutralidade no repasse dos custos de aquisição de energia elétrica para atendimento destes consumidores, mitigando, inclusive, a repercussão destes impactos aos demais consumidores de sua área de concessão.

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EDP O risco poderia ser controlado no caso de estabelecer um procedimento de inserção da minigeração planejada e controlada pela distribuidora, como ocorre na experiência de nossa empresa em Portugal (EDP Distribuição).

São diversos os mecanismos que poderiam ser utilizados e que poderiam ser discutidos pela sociedade: leilão de geração distribuída, implementação pela distribuidora, projetos pré-aprovados em regiões localizadas, etc.

Além dos casos supracitados, a GD deve ser contabilizada integralmente para compor o bloco de energia a título de exposição involuntária.

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Celesc Sugere-se estudar o estabelecimento metas de geração aos consumidores que instalem sistemas de geração com potência instalada superior a 1 MW. Tais metas seriam estabelecidas com base nas estimativas de geração dos agentes, e deveriam ser revisadas periodicamente.

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Light Permitindo que as distribuidoras repassem os custos incorridos para tarifa e/ou haver uma maneira da distribuidora se programar quanto ao volume de energia a ser compensado, através da redução da validade dos créditos

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de energia e/ou o acessante garantir uma geração mínima;

(iii) Qual o valor médio do investimento, por ponto de medição, em medidores SMF (padrão CCEE), considerando aquisição dos equipamentos e instalação?


Cogen-RJ Estima-se entre R$ 20 mil e R$ 30 mil para instalações de 13,8 kV e 25/34,5 kV.

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Copel R$ 5.800,00 (50% deste valor é da concessionária, e 50% do cliente) 115


Estima-se aproximadamente R$ 30 mil reais. 116

Cemig Os custos de instalação da medição e a adequação do ponto de medição ficam a cargo do gerador. A distribuidora somente adquire os ativos de medição, com custo médio dos equipamentos dependente da aplicação.

117

AES Brasil O montante médio de investimento para aquisição de medidor no padrão CCEE (SMF) é de R$ R$ 2.500,00.

118

Celesc 13,8 e 23 kV: R$ 50.000,00

34,5 kV: R$ 66.154,00

69 kV: R$ 129.300,00

138 kV: R$ 163.300,00

119

(iv) Qual o valor médio do investimento, por ponto de medição, em medidor bidirecional, considerando aquisição dos equipamentos e instalação?


Copel R$ 1.500,00 120


Existe variação de distribuidora para distribuidora, depende de cada ponto de conexão específico. Diante disso, não conseguimos estimar uma faixa de valor.

121


58

Cemig Enquanto o medidor do padrão CCEE tem o custo médio unitário de R$ 10.000,00, o medidor bidirecional padrão THS possui o custo médio unitário de R$ 1.000,00. Os custos de instalação da medição e a adequação do ponto de medição ficam a cargo do gerador. A distribuidora somente adquire os ativos de medição, com custo médio dos equipamentos dependente da aplicação.

122

AES Considerando que o padrão adotado pelas distribuidoras do Grupo AES é igual ao da CCEE, o valor médio de aquisição de medidor bidirecional é o mesmo, ou seja, de R$ 2.500,00.

123

ABRACEEL É fundamental observar os custos de medição para a micro e minigeração distribuída, assim como a Aneel propôs a simplificação dos requisitos de sistema de Medição para Faturamento (SMF) para consumidores livres e especiais na Consulta Pública 016/2013, de modo que os custos de medição não sejam impeditivos para a atração de novos investimentos.

124

Celesc Grupo B

Custo Medidor monofásico - R$ 120,00

Custo Medidor polifásico - R$ 420,00

Custo instalação para ambos os casos, acima (valor unitário) - R$ 40,00

Grupo A

Medidor - R$ 800,00

Custo TCs - R$ 3.600,00 (3 unidades)

Custo TPs - R$ 3.600,00 (3 unidades)

Custo telemedição - R$ 600,00

Custo instalação telemedição - R$ 180,00

Custo instalação - R$ 250,00

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(v) Considerando centros urbanos com elevada demanda de energia e potência, quais os custos médios de reforço na rede de distribuição para atendimento aos clientes no horário de ponta?


Cogen-RJ Os custos médios dependem do porte da demanda e da potência; hoje, contudo, para os consumidores usuários da tarifa verde, estes valores acham-se mascarados pois os próprios consumidores instalaram grupos diesel a fim de reduzir o custo da energia cobrada, pelas distribuidoras, na hora da ponta. Acha-se mascarada por que esta instalação geradora provoca uma retirada de parte da carga, aquela suprida pela distribuidora, que, via de regra, ignora o tamanho deste vazio.

Importa anotar que a EPE (Empresa de Pesquisa Energética), neste momento, acha-se encarregada de avaliar esta potência mascarada pelo uso de geração diesel na hora da ponta por parte considerável dos consumidores usuários da tarifação horo-sazonal verde.

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Copel Seguem os gastos anuais para os anos de 2012 e 2013, com reforço das redes da COPEL DIS:

• Reforço para atender pedidos isolados de consumidores em Rede de Distribuição Urbana 13,8/34,5kV

2012 R$ 22.500.000

2013 R$ 30.000.000

• Reforço para atender pedidos isolados de consumidores em Rede de Distribuição Rural 13,8/34,5kV

2012 R$ 29.500.000

2013 R$ 43.000.000

• Reforço planejado em alimentadores de 13,8kV

2012 R$ 65.200.000

2013 R$ 45.200.000

• Linhas Reforço 34,5kV

2012 R$ 20.800.000

2013 R$ 19.900.000

NOTA:

Mão de Obra, frete e despesas de viagem correspondem a 1/3 do valor

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60

informado e o restante (2/3) é dispendido com material.


Existe variação de distribuidora para distribuidora, depende de cada ponto de conexão específico. Diante disso, não conseguimos estimar uma faixa de valor.

128

Cemig

Os custos médios de reforço na rede de distribuição dependem da configuração do sistema.

129

AES Neste ponto, destaca-se que a adoção de média dos custos num âmbito geral (área de concessão) para a avaliação dos investimentos na rede de distribuição para o atendimento aos clientes no horário de ponto pode não ser a melhor forma para o balizamento dos estudos da ANEEL, uma vez que os dados da amostragem podem assumir valores tão extremos que não mais seria possível avaliar tal informação com o resultado obtido.

Em outras palavras, há implicações e especificidades de área/região que podem representar valores de reforço na rede elétrica significativamente distintos devido ao padrão construtivo das redes elétricas (aéreo ou subterrâneo), potência instalada na unidade consumidora, distância da instalação à subestação, condições de carregamento da rede existente, perfil de operação da carga, características da rede construtiva existentes, dentre outros.

Contudo, tal questionamento e constatação acima apenas reforçam a importância da proposta do Grupo AES na abertura de debate, estudo e/ou pesquisa que fomente a construção de um apontamento consolidado de precificação dos custos atinentes à operação e investimentos da rede de distribuição, e a consequentemente remuneração da geração distribuída alocada em área geoelétrica devidamente indicada pela distribuidora.

130


61

4. Comentários de caráter geral


AB Energy do Brasil Ltda Tendo em conta o Capítulo I Art. 3 ponto V e Capítulo I Art. 4 ponto XIII do Decreto n° 2.335, de 6 de outubro de 1997 [9], propõe-se 3 pontos a ser estudados pela ANEEL:

1.nívelar o preço do gás natural, seja que isso for adquirido para geração termelétrica que para empreendimentos que trabalhem em regime de cogeração qualificada , de potência instalada máxima de 30 MW (ao fim de conservar a isenção da TUSD e TUST).

2.a inserção de uma feed-in-tariff sobre a energia vendida que deverá ser proporcional ao preço do gás natural e deverá ter em conto de: - custo do capital - inflação - custo de acesso a rede elétrica e gás.

3.Prioridade de despacho da energia injetada na rede pelo ciclo vida do projeto: para ter garantia de poder comercializar energia no sistema de distribuição, reduzindo assim os riscos dos empreendimentos.

A frente deste modelo que foi proposto, as consequências tangíveis seriam:

- Benefícios para o agente gerador:

A possibilidade de ter um preço fixado em relação ao custo do gás natural permite de ter um baixo risco do projeto, então a maior predisposição a desenvolver empreendimentos neste setor.

- Benefícios para o agente distribuidor:

Garantia física de energia elétrica na base para até 8000 horas ao ano (as Plantas CHP a gás natural, com uma devida manutenção, podem chegar a ter um fator de capacidade cerca de 95%) Redução do Preço das Liquidações das Diferenças (PLD), que entre Fevereiro e Marco do 2014 pulou até o valor máximo de R$ 822.83/MWh .

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Secretaria de Desenvolvimento Econômico, Energia, Indústria e Serviços – SEDIS/RJ

A Secretaria de Desenvolvimento Econômico, Energia, Indústria e Serviços do Estado do Rio de Janeiro, solicita à ANEEL a análise dos pontos listados a seguir:

1. Introdução da geração distribuída de valores de potência superiores a 1 MW, no sistema de “net metering”, de forma gradativa, sem impactar o conjunto das distribuidoras, permitindo esta inserção de forma ordenada, simplificada e adequada a qualquer rede de distribuição instalada no país;

2. Elaboração de critérios para que cada distribuidora indique os locais onde a cogeração ou outras formas de geração distribuída, tenha condições técnicas de se viabilizar. Estes

Numa cidade do porte do Rio de Janeiro, por exemplo, o crescimento urbano em áreas já saturadas pode exigir investimentos nas redes de distribuição de energia elétrica, os quais poderiam ser evitados ou postergados, caso ocorra o uso conjunto de cogeração e de micro e minigeração distribuída.

Adicionalmente, em muitos casos específicos, em setores industriais de tecnologia de ponta e também no atendimento aos hospitais com equipamentos sensíveis às oscilações de energia, a cogeração de energia pode se configurar como uma alternativa de

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locais deverão ser aqueles onde haja dificuldades para o atendimento da demanda, considerando-se áreas com sistema de distribuição saturado, regiões de crescimento urbano vertiginoso, locais que careçam de investimentos elevados para expansão de sua rede ou onde há consumidores potencialmente cogeradores;

3. Elaboração de critérios comparativos para definição da economicidade dos investimentos na rede de distribuição em relação à cogeração distribuída, de modo a garantir a uniformidade e ordenamento da geração distribuída em todo o território nacional.

segurança no abastecimento confiável de energia elétrica.

Nesse sentido, entendemos que o passo inicial foi estabelecido pela ANEEL ao editar a Resolução 482, inserindo a mini e microgeração distribuída, com potência de até 1 MW e buscando soluções que atendam à tendência internacional da geração distribuída a partir das energias renováveis.

A presente consulta pública se constitui em um novo passo na busca de soluções de geração de energia a custos mais reduzidos, considerando-se o custo global do sistema elétrico brasileiro, o que, com a aplicação da cogeração a gás permitirá viabilizar a introdução da geração distribuída numa escala mais ampliada do que aquela prevista na Resolução 482, principalmente no estado do Rio de Janeiro, onde existe uma grande rede de distribuição de gás natural com disponibilidade de aplicação junto ao mercado consumidor de energia elétrica.

Vale lembrar que a geração distribuída tem como principais características a sua localização junto à carga elétrica, sem uso da malha de transmissão, evitando alguns custos do setor elétrico.

Outro fator relevante a ser considerado é a possibilidade de a cogeradora vender o seu excedente de energia às distribuidoras de energia elétrica, bem como outros subprodutos da cogeração, tais como vapor, refrigeração, entre outros, estimulando o seu desenvolvimento e aplicação, ao tempo em que consome uma energia própria mais econômica do que a que poderia ser adquirida do sistema elétrico.


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Como a geração distribuída ainda é muito recente no Brasil, o setor elétrico e, principalmente as distribuidoras precisam desenvolver todos os novos procedimentos necessários à administração de um parque gerador descentralizado a instalar-se conectado a sua rede.

Adicionalmente, no desenvolvimento desses procedimentos, os quais deverão ser liderados e regulados pela ANEEL, sugere-se a interação com as empresas distribuidoras de gás natural.

Cabe ressaltar, que o Estado do Rio de Janeiro, no âmbito do Programa Rio Capital da Energia possui diversos projetos em curso de aproveitamento de energia elétrica a partir de resíduos sólidos, sejam eles urbanos, industriais, florestais ou animais, os quais poderão também compor, em muitos casos, o parque instalado de geração distribuída em nosso território.

Cogen-RJ ANEXO A

A.1 – INTRODUÇÃO

A alínea “28” da Nota Técnica evidencia: “espera-se que a Sociedade se manifeste no sentido de mostrar vantagens e desvantagens das alternativas, bem como apresente outras formas de incentivo a serem consideradas pelo regulador”. Esta é a razão pela qual se relatará, em separado, as vantagens e as eventuais desvantagens e, também, as sugestões correspondentes, as quais ocuparão, necessariamente, um

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espaço que ultrapassará aquele presente no Quadro das Contribuições.

Liminarmente, cabe evidenciar dois aspetos altamente relevantes:

a) que as questões constantes da alínea 11 da NT não poderão ser, de forma alguma, impeditivas para a implantação de potencias superiores a 1 MW, potencias estas que venham a participar do sistema de compensação do conjunto das distribuidoras: ao ver da COGEN RIO, as respectivas análises e consequentes adaptações poderão ser, de fato, abordadas pela ANEEL embora representem um desafio. Convém observar, contudo, que algumas das dificuldades ali expostas podem até serem questionadas porém há outras, a maioria, que detém condições de viabilização para sua regulamentação a favor da geração distribuída: é o que se espera como resultado desta iniciativa da Agencia Reguladora; e

b) que o crescimento urbano e o próprio desenvolvimento industrial tem trazido, como consequência inexorável, o aparecimento de grandes empreendimentos imobiliários, exigentes de padrões de eficientização energética diferenciados, padrões estes calcados em demandas térmicas e elétricas fortemente conectados aos preceitos de sustentabilidade , da mesma forma que os estabelecimentos industriais, igualmente exigentes destes preceitos; alguns já se acham robotizados para os quais a qualidade do suprimento elétrico pode não estar ao alcance das próprias distribuidoras.

A.2 – RAZÕES DE FUNDO

Desde 2012, repetindo-se em 2013 e, agora, em 2014, o país vem convivendo com problemas de ausência pluviométrica, tornando-o dependente, em demasia, das chuvas e de variações do clima, vento inclusive; tal vunerabilidade está a exigir


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alterações no seu modelo energético na medida em que o país não pode se tornar refém destas variações inadministráveis. Uma das alternativas, aquela capaz de reduzir esta vulnerabilidade, reside na implementação, paulatina e crescente, da geração distribuída, aquela localizada junto e ao lado da carga, capaz de evitar o uso da malha de transmissão e de uma produção centralizada. Ademais, esta solução localizada é capaz, também, de reduzir a fragilidade inerente ao tamanho da malha de transmissão, malha esta necessariamente instalada em uma vasta região sujeita às intempéries próprias do clima tropical e responsáveis por severos “apagões”.

Importa sublinhar que, nos países da Comunidade Européia, onde não há fontes instaladas em seu território, avulta-se a necessidade da importação dos energéticos, gerando uma política de incentivo à eficientização do uso da energia a fim de aproveitar, ao máximo, o emprego das importações realizadas. Neste contexto, a maximização da geração de energia térmica, através da cogeração, de forma a atender os respectivos hospedeiros e poder, mediante esta maximização, exportar os excedentes elétricos para uso da Sociedade, tornou-se um meio capaz de evitar desperdícios e de otimizar o suprimento, ao evitar, também, as importações das fontes que viriam a suprir a carga atendida pelos excedentes assim produzidos; de fato, concretiza-se, assim, um “plus” elétrico oriundo da ausência de desperdício térmico no interior de cada país.

Vale enfatizar que, caso se mantenha um crescimento do consumo elétrico a razão de 4 % aa a 5 % aa no Sudeste, diante das dificuldades crescentes de transporte de energia gerada longinquamente , não é dificil prever a tendência da implementação de empreendimentos geradores descentralizados, dotados de porte variável, desde 1 MW até valores da ordem de 5 MW a 10 MW ou mais, nesta região,


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principalmente em áreas urbanas muitas já saturadas. Esta possível concentração de geração distribuída trará, necessariamente, além de redução de perdas, estabilidade para o sistema e anulação ou postergação de investimentos no parque centralizado. Caberá, pois, a ANEEL regular esta concentração que poderá acontecer segundo a sugestão aqui descrita.

Estas são as razões de fundo que, certamente, se aplicadas no país, maximizará a produtividade energética; a cogeração e as outras fontes de geração distribuída contribuirão, inegavelmente, para a concretização de todos estes benefícios:

A.3 OS BENEFÍCIOS PARA O SETOR ELÉTRICO

A.3.1 Para o conjunto do Setor.

Esta é uma questão relevante na medida em que três dos principais benefícios a serem auferidos pelo Setor Elétrico ocorrem fora dos domínios da distribuidora:

(i) o não uso da malha de transmissão, ao qual se somam parte da sub-transmissão e, também, parte da própria rede de distribuição, estes dois últimos interiores ao domínio da distribuição;

(ii) a transferência do investimento no parque centralizado, a fim de suprir a energia gerada localmente, seja para um dado consumidor ou para atender um grupo deles ou, ainda, para atender a uma região localizada, desonerando a aplicação de recursos de toda a Sociedade necessários para gera-la centralizadamente; e, por fim

(iii) ao evitar os respectivos custos de transmissão e de geração centralizada.

Importa anotar que, nos paises onde o parque distribuído possui um porte significativo, o “back up” que a rede necessita suprir para os casos de emergência e de manutenção programada se


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resolve sem o uso da malha de transmissão e sem uma geração centralizada pois a própria distribuidora, possuidora do controle da geração presente em sua rede, passa a administra-lo através das unidades descentralizadas, as quais garantem as coberturas entre elas próprias.

Talvez, aí, possa haver desvantagens no inicio da montagem deste parque descentralizado pois, embora tendam a desaparecer com o crescimento da descentralização, no seu inicio, o “back up” terá que ser administrado pela ANEEL até que as distribuidoras se preparem para se adaptar a esta descentralização. Este ponto e aqueles já relatados na própria NT (alínea 11) são as principais desvantagens a serem paulatinamente superadas e tendentes a serem vencidas, como o foram em todos os paises que introduziram a geração distribuída em suas matrizes. Este conjunto de fatores, certamente, provocará um aumento da produtividade tão necessária ao desenvolvimento do país.

Outrossim, cabem duas observações relevantes:

i) a presença da geração distribuída, diante do planejamento setorial, poderá ser compartilhada com a instalação de termelétricas de grande porte, ou poderá substitui-las, visando o atendimento de uma região; e

ii) em relação à alínea 21 da NT, não se considera recomendável estabelecer um novo limite de capacidade instalada para participar do sistema de compensação, e, concomitantemente, alterar os procedimentos simplificados para valores iguais ou menores que 1 MW.

A.3.2 Para a distribuidora

De todas as questões inseridas no Quadro das Contribuições que acompanha este Anexo, as únicas que foram declaradas como benefícios para as distribuidoras, dentro do contexto em


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que se insere a regulação e o modelo regulatório setorial, foram:

a) o alivio da carga (e mesmo assim com uma ressalva “pode não ser tão contundente devido a intermitência da geração”);

b) uma possível transferência de investimentos de sua rede para a implementação de uma geração local.

Embora a ressalva seja pertinente, ela tem condições de ser superada se administrada adequadamente impondo condições de conexão que evitem esta eventual intermitência. Quanto à transferência, esta é, efetivamente, uma condição extremamente benéfica para a distribuidora pois, caso a demanda venha a exigir investimentos em sua rede, notadamente em áreas já saturadas territorialmente , muitas vezes sem espaço, até, para adicionar equipamentos em subestações ou construir novas, a introdução de uma geração localizada poderá reduzi-los,. Ademais, sendo a geração local representada por uma cogeração, a que mais se adapta a este contexto, mesmo que outras, de menor porte, possam atenuar o tamanho da unidade cogeradora , permitirá que a distribuidora possa auferir novos ganhos vendendo produtos não elétricos, gerados concomitantemente com a eletricidade, para o consumidor ou para um grupo deles .

Para aproveitar este benefício é que se sugerirá, à ANEEL, uma ação de implementação paulatina da cogeração e da geração distribuída de modo a não impactar a distribuidora e permitir que ela possa se preparar auferindo os benefícios por ela mesma declarada.

Importa, por fim, sublinhar que a sugestão ora descrita acolhe dois fatores significativos, a saber:

a) não causará uma situação impactante pois as adaptações poderão acontecer paulatinamente mediante ações conjuntas do Regulador e dos agentes locais, a distribuidora, o investidor


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cogerador e, também, a distribuidora de gás canalizado, como se verá mais adiante;

b) permitirá a implementação das adaptações, de forma ordenada, tanto pelo Regulador quanto pela distribuidora, adaptações estas estudadas e instaladas considerando o conjunto das regiões identificadas pelas diversas distribuidoras e, portanto, adequadas às necessidades assim analisadas.

Uma questão a ser analisada especificamente, pois poderá prejudicar o serviço de distribuição, é o aparecimento, por decisão do próprio consumidor, a revelia da distribuidora, de uma geração em local onde já se estabeleceu o atendimento, criando uma ociosidade em investimentos já concretizados; contudo, admite-se a ocorrência de medidas técnicas capazes de mitigar estes riscos .

A.4 SUGESTÃO DE AÇÕES INTRODUTÓRIAS PARA A INSERÇÃO DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA NO PAÍS

Diante das dificuldades apontadas pelas distribuidoras e a conseqüente necessidade de um período de adaptação, inclusive por parte do Regulador, sugere-se a inserção da geração distribuída, dotada de valores superiores a 1 MW, segundo o “net metering”, de forma paulatina, sem impacta-las, buscando transformar as ameaças, seja por perdas de receita, seja por barreiras regulatórias, em um benefício capaz de lhes trazer vantagens econômicas e operacionais.

Ademais, sob o aspecto legal, não há óbice que impeça o inicio desta inserção; com efeito, o Marco Regulatório setorial prevê a aquisição, por fora dos leilões, da geração distribuída instalada em sua rede, da mesma forma que já se acha legalizada a exportação, por um Produtor Independente (no caso, um cogerador), de energia térmica, para terceiros, conjuntamente com a eletricidade. Consequentemente, sendo a distribuidora


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uma gerenciadora de seus fios cuja plena ocupação lhe garante uma remuneração adequada, não lhe importará, a não ser condições de preço de compra, a origem da energia, se advinda do parque centralizado, se advinda da geração descentralizada.

A inserção paulatina iniciar-se-á com uma ação, tendo a ANEEL como mandante , através da qual cada distribuidora identificará regiões onde há gargalos para atender aumentos de carga , gargalos estes exigentes de pesados investimentos em sua rede; na prática, são aquelas áreas:

a) saturadas; onde há incidência de novas construções prediais normalmente de grande porte;

b) com um desenvolvimento urbano crescente e, em um curto espaço de tempo, ininterrupto;

c) onde, para suprir a correspondente demanda originada nestas áreas, se impõem pesados investimentos em sua rede; e, por fim

d) onde há consumidores interessados em uma energia de qualidade, com custos adequados e capazes de exportar energia elétrica para atender a região onde se localizam.

Identificados estes gargalos e constatada a economia nos investimentos correspondentes na implementação de uma cogeração em substituição aos investimentos na sua rede, a ANEEL terá condições de, em acorde com a distribuidora e com o investidor da unidade cogeradora, realizar, paulatinamente, com repercussões para o restante do país, as adaptações necessárias e viabilizadoras da geração local. O conjunto, concomitantemente formado pelas áreas identificadas pertencentes a várias distribuidoras, permitirá, à ANEEL, ir quebrando as barreiras, ao mesmo tempo que, ao ser constatada a economicidade desta inserção, os investimentos e as adaptações, por parte de cada distribuidora, viabilizar-se-ão e tenderão, com a presença do Regulador, a se realizarem


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ordenadamente.

Soma-se a possibilidade, já antevista por alguns grupos empresariais, de aumento de seus ganhos ao operarem por fora da mera geração elétrica. Estes Grupos criaram as suas ESCOs as quais são por eles mesmos operadas e são capazes de vender eletricidade, para o(s) hospedeiro(s) e para a rede de distribuição, ao maximizar a geração térmica, conjuntamente com os produtos térmicos (vapor, em variadas pressões e temperatura, água gelada e aquecida, em variadas temperaturas e outros dela derivados) auferindo, em complementação ao negócio da distribuição, ganhos extras.

Ademais, como anteriormente demonstrado, parte substancial dos benefícios advindos da introdução da cogeração ocorre fora dos domínios da distribuição embora efetivados em sua área de concessão . Como, então, incentivar a distribuidora a concretizar ações de interesse setorial sem que lhe rendam qualquer benefício. Ressalte-se que aqueles que lhe fornecem recursos extras e economia em investimento permanecem, exclusivamente, em seus domínios embora, a exceção dos decorrentes das vendas térmicas, provoquem benefícios, também, para o restante do Setor.

O exemplo dos paises europeus poderá subsidiar a ANEEL; com efeito, a própria política eficientizadora imposta pela escassez presente no território europeu gerou soluções para que haja geração elétrica com aproveitamento integral da energia importada, notadamente a resultante da queima do gás. Uma das soluções reside em somar, à tarifa regulada de venda dos excedentes elétricos da cogeração, o custo evitado pelo fato de não exigir uma importação nem utilizar a malha de transmissão ou de parte da própria rede distribuidora.

Outras soluções poderão ser adotadas em benefício das distribuidoras porem, no momento, o que importa é viabilizar a


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inserção da geração descentralizada; estes incentivos, certamente, a fim de otimizar a produtividade energética setorial, deverão ser estudados oportunamente, quando a geração distribuída vier, de fato, a participar da matriz brasileira.

A.5 REPERCUSSÕES NA REDE DE GÁS CANALIZADO

Embora fora dos domínios da ANEEL, esta identificação dos locais engargalados exigirá, das concessionárias de distribuição do gás canalizado ou, mesmo, da distribuição seja por liquefação, seja por compressão, ações de adaptação de sua rede ou de sua logistica para atender à demanda resultante. Este fato provocará, como conseqüência direta, uma integração entre o emprego do gás e a geração elétrica, repercutindo favoravelmente na eficientização energética ao unir localmente dois agentes fornecedores de energia.

Por fim, para atender localmente a demanda elétrica, as exigências para o suprimento de uma unidade cogeradora fixam-se, exclusivamente:

i) no conhecimento dos valores de vazão horária e de pressão de entrada na unidade, valores estes que poderão repercutir nas adaptações para fins de fornecimento de gás; e

ii) relocação da rede de gasodutos para levar o gás ao local de seu emprego.

Instituto Nacional de Eficiência Energética - INEE

A cogeração – ou a produção simultânea e de forma sequenciada de duas ou mais formas de energia a partir de um único combustível – surge como importante alternativa para destinação do gás natural. Uma de suas principais vantagens é, efetivamente, a eficiência energética resultante de uma menor perda de energia em todo o processo, permitindo, especificamente, conservar a energia elétrica internamente ao país pois a reproduz, mantida uma mesma quantidade de energia gerada centralizadamente visando atender a todos os

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consumidores, a geração eletrica junto a carga, repercutindo favoravelmente na produtividade do seu uso (pois atende um consumidor ou vários deles sem nada acrescentar à esta energia centralizadamente gerada) .

Entende, outrossim, o INEE que as distribuidoras, hoje, não estão preparadas para absorver todos os procedimentos necessários à administração de um parque gerador descentralizado a instalar-se em sua rede. Várias questões técnicas acham-se presentes no aguardo de soluções; para estas adaptações, sugere-se o estabelecimento de um programa envolvendo todos os agentes interessados, a ANEEL, as distribuidoras, os investidores em cogeração e, em conseqüência, também, a distribuidora de gás canalizado.

Diante do exposto, sugere o INEE:que:

a) A ANEEL estabeleça critérios através dos quais cada distribuidora indique locais para os quais há evidentes dificuldades para a expansão da rede a fim de atender, cada vez mais, empreendimentos, seja imobiliários, sejam industriais, hoje demandantes de condições térmicas e elétricas sofisticadas (como o uso de robots, necessidade de atendimento térmico voltado para critérios de sustentabilidade e obrigações desta natureza) em áreas saturadas ou de crescimento contínuo e vertiginoso, todas elas e outras demandantes de pesados investimentos ou de barreiras fisicas

b) nestes locais assim escolhidos que se constate a viabilidade de uma geração distribuída, uma cogeração, por exemplo, e, em comparação com o custo da expansão da própria rede, viabilize esta solução descentralizada e, assim, permita que a ANEEL, junto com a distribuidora e em conjunto com outras distribuidoras, que também escolheram as suas áreas


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nestas condições, prepare os procedimentos e uniformize os investimentos, com o seu aceite, de forma a dotar o Setor, de meios para inserir a geração distribuída, sem impactá-lo e demonstrando, à distribuidora, as vantagens decorrentes;

c) em relação à alínea 21 da NotaTécnica, não se considera recomendável estabelecer um novo limite de capacidade instalada para participar do sistema de compensação, e, concomitantemente, alterar os procedimentos simplificados para valores iguais ou menores que 1 MW; e

d) por fim, é imperioso que se respeite a demanda necessária exigida pelo hospedeiro ou a sua demanda contratada à distribuidora, o mesmo em relação ao atendimento de uma dada região, sem óbices para este atendimento.

Copel Além dos questionamentos da ANEEL, temos a ponderar que a COPEL é favorável à ampliação dos limites de geração para o sistema de net metering, porém as regras respectivas devem ser diferenciadas daquelas atuais para micro e mini geradores.

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UFJF Inserção de permissão de redução imediata da demanda contratada quando se tratar de geração distribuída, nos moldes da REN 414/2010.

Ao instalar integralmente um gerador, a potência de importação fica reduzida durante o tempo que a geração estiver ocorrendo. Neste caso, apresenta-se um baixo fator de carga para a demanda contratada e, portanto, uma contratação ineficiente. A REN 414/2010 prevê a redução imediata da demanda contratada quando da comprovação de projeto de eficiência energética em operação.

Ainda, o art. 7º da REN 482/2012 prevê a aplicação subsidiária da REN 414/2010 em questões relativas a faturamento.

Na ocasião de geração em tempo integral, há possibilidade de redução da demanda contratada

136


75

em vista de otimização de custos.

UFJF Concessão do Regime de contratação de Reserva de Capacidade ao investidor.

A geração distribuída necessita de disponibilidade de Potência no sistema de conexão com a rede tanto para exportação da Energia e Potência quanto nas situações de falha, quando associado a um ponto de consumo, passa a operar como consumidor. Essa contratação de reserva deve ser feita de forma simplificada de modo a não onerar o investidor e não agregar custo de gestão no processo.

137

UFJF Acelerar a implantação no Brasil das Smart Grids. Melhorar a operação do sistema elétrico, criando oportunidade para a ampliação da GD e da cogeração.

138

UFJF Não restringir os efeitos dessa regulação aos cogeradores, mas expandi-la para os empreendedores em geração distribuída, mesmo que não estejam associados à cogeração.

Incentivar a geração distribuída de uma forma geral e não apenas aquela associada à cogeração.

139

UFJF Permissão de venda direta de energia a consumidores especiais (entre 500 kW e 3.000 kW, em qualquer tensão).

Ampliação do mercado de compra e venda de energia

140

UFJF Não restrigir a venda da geração distribuída à distribuidora na qual a geração está conectado.

Há uma restrição na regulação vigente (decreto 5163) que obriga a geração distribuída ser comercializada exclusivamente com a distribuidora local. Essa restrição pode ser muito forte para alguns empreendimentos, que estando conectados a uma distribuidora que não tem interesse na aquisição de geração distribuída, não pode vender energia nessa modalidade a outra distribuidora. O exemplo mais claro é de uma PCH, cujo site não pode ser alterado em função da oportunidade de venda em geração distribuída.

141

UFJF Isenção da cobrança de encargos para agentes que adquirirem sistemas de supervisão de energia elétrica na âmbito de

Dar mais efetividade ao PRODIST. 142


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qualidade de energia.

UFJF Deve-se prever a possibilidade de Pass-through de redução das demandas e da necessidade de aquisição de energia pelas distribuidoras

A expansão da geração distribuída pode levar a exposições indesejáveis para as distribuidoras na declaração de suas necessidades de compra de energia nos leilões e também da contratação de demanda junto ao ONS. É desejável que esse efeito apareça no sistema para que a expansão seja adaptada a uma realidade em que a presença da geração distribuída resulte em postergação de investimentos em transmissão e geração. Assim, é necessário que sejam criados mecanismos de mitigação dos impactos causados nas distribuidoras, de modo a permitir os ajustes de contratação das mesmas.

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UFJF Participação da geradora no custo das obras de extensão de rede e recondutoramento.

Viabilização da rede atender adequadamente ao local da Geração. A regulação deve criar mecanismos que permitam a participação dos geradores nesses investimentos, de modo a viabilizar os projetos de geração distribuída.

144

UFJF Os custos da medição de fronteira irão inteiramente para a geradora. É necessário que seja efetivada a revisão nas exigências de medição de modo a contribuir com a viabilização dos projetos e que o sistema de medição não seja um empecilho.

Os valores envolvidos nos projetos de geração distribuída podem não ser coerentes com as exigências de medição com custos elevados. Fundamental a avaliação da relação custo/benefício.

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UFJF Não limitar a geração possível à carga relacionada ao mesmo ponto do sistema associado ao consumo.

Se for considerado apenas o net-metering em que limita-se o abatimento referente ao que o consumidor gerou em relação ao que consumiu, há uma tendência de que o potencial de geração não seja aprovetado em sua extensão, mas que fique limitado à carga no mesmo ponto. Assim, é necessário remunerar o gerador para geração acima do seu consumo, sem que esse saldo seja

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constituído para compensações futuras.

Deve-se associar o conceito de tarifa feed in, remunerando-se o gerador pela totalidade de sua geração e cobrando da carga a totalidade de seu consumo.

UFJF Padronização de procedimentos das empresas na construção de geração distribuída acima de 10MW.

Facilita serviços no treinamento de equipes e catálogos de itens a serem inclusos nos contratos de manutenção.

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UFJF Incentivos para nacionalização de equipamentos, caso sejam oriundos de investimentos do BNDES.

Haverá benefícios econômicos, na medida em que ocorrer fomento do mercado de equipamentos de geração de energia, tanto material quanto em mão-de-obra, diminuição no preço do MWh em face da diversificação de fontes de energia disponíveis, contribuição para o crescimento econômico no que diz respeito a disponibilidade de energia no setor elétrico, não havendo a necessidade de investimento de linhas de transmissão de longas distancias tornando os custos de implantação muito abaixo do que os praticados atualmente.

Ainda, a Lei n.º 11.518, de 26 de novembro de 2007, estabelece em seu artigo 3º, §3º-A, que os editais de licitação e os contratos necessários para a realização das ações integrantes do PAC, sob a modalidade de execução direta ou descentralizada, poderão exigir a aquisição de produtos manufaturados nacionais e serviços nacionais em setores específicos definidos em ato do Poder Executivo Federal.

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UFJF Preservar a remuneração dos investidores em geração de grande porte através da garantia de que os contratos de compra e venda vigentes sejam cumpridos em sua integralidade, tanto

Os novos contratos de geração distribuída não podem afetar a estabilidade dos grandes geradores que fecharam seus contratos e assumiram

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de prazo e quantidade de suprimento, quanto em preços praticados.

compromissos de longo prazo. Os ajustes das compras de energia pelas distribudoras devem ser feitos na energia existente, energia de reserva e na contratação por disponibilidiade de geração térmica, de modo que a entrada da geração distribuída produza seus efeitos positivos, mas não onerem os geradores de grande porte que contribuem com a expansão da oferta no sistema.

UFJF Desenvolvimento Técnico de Sistemas Isolados para aplicação em regiões mais distantes dos grandes centros e que necessitem de mais infra-estrutura. Poderão ser realizadas parcerias entre fabricantes e fornecedores de serviços para aplicação dos Sistemas.

Sem justificativa. 150

Cogen-SP A COGEN tem como foco, em suas atividades, propor ajustes regulatórios com o intuito de desenvolver a Geração Distribuída, independentemente do tipo de fonte, seja para Autoprodução ou Produção Independente de Energia.

Neste sentido, esta associação entende que a solicitação de ampliação de potência para participar do sistema de compensação das distribuidoras poderá ser aplicada para qualquer tipo de fonte de geração que não só a fotovoltaica, podendo contemplar, dentre outros, projetos de cogeração e climatização a gás natural, uma vez que nas regiões metropolitanas há crescente demanda de empreendimentos que buscam padrões diferenciados de eficiência energética, com necessidades de energia elétrica e térmica para sua operação, e que visam atender os conceitos de sustentabilidade, tais como edifícios corporativos, shopping centers, hotéis, arenas de entretenimento e esportivas, que investem nestes tipos de projeto.

A Resolução Normativa da ANEEL nº 482 de 2012, estabeleceu o limite de 1 MW para o enquadramento no net metering e neste

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processo que deu origem à referida resolução, a ANEEL buscou reduzir as barreiras para a instalação de geração distribuída de pequeno porte associada a unidades consumidoras.

Assim, o regulador na definição da potência máxima da minigeração distribuída e dos demais dispositivos regulamentares objetivaram manter as características desses agentes como consumidores e simplificar as regras de acesso dos micro e minigeradores participantes do sistema de compensação no que se refere a: (i) registro dos geradores, (ii) etapas para viabilização do acesso (iii) requisitos de proteção, operação, manutenção e segurança da conexão, (iv) prazos para conexão, (v) medição da energia e (vi) contratos de uso e conexão. Essa simplificação é bastante positiva, uma vez que diminui as barreiras e incentiva os investimentos em micro e mini-geração.

No entanto, a ANEEL apresenta na nota técnica da Consulta Pública 005/2014, item 21, que uma eventual mudança de limites de potência estabelecidos na REN 482 poderia trazer necessidade de alterações nas regras de acesso e nos procedimentos simplificados adotados para a micro e minigeração relacionados no item anterior. Caso o limite de potência seja estendido, entendemos que deve ser mantida as regras e procedimentos simplificados para geração com potencia instalada menor ou igual a 1 MW e ajustar essas regras e procedimento em função da potência injetada no sistema de distribuição (por exemplo, de 1 a 5 MW e acima de 5 MW)

As desvantagens associadas ao aumento da quantidade de pequenos geradores espalhados na rede de distribuição, apontadas pela ANEEL no item 11 da referida nota técnica, caso ocorra à citada ampliação de potência; tais como: (i) aumento da complexidade de operação da rede de distribuição, que passará a ter fluxo bidirecional de energia; (ii) necessidade de alteração


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dos procedimentos das distribuidoras para operar, controlar e proteger suas redes; (iii) aumento da dificuldade para controlar o nível de tensão da rede no período de carga leve; (iv) alteração dos níveis de curto-circuito das redes; (v) aumento da distorção harmônica na rede e (vi) intermitência da geração, devido à dificuldade de previsão de disponibilidade do combustível (radiação solar, vento, água, biogás), assim como alta taxa de falhas dos equipamentos; poderão ser mitigadas através da tecnologia, ou seja, instalação de proteções, estabelecimento de procedimentos específicos, identificação de pontos do sistema de distribuição mais favoráveis à instalação destes projetos. Importante destacar que quando se trata de instalações nas regiões metropolitanas, estas teriam uma potência instalada de acordo com seu perfil de consumo, sempre, obedecendo o princípio do net metering, ou seja, geração de energia para consumo próprio.

Vale destacar também que o avanço de novas tecnologias e a diminuição dos custos de investimentos para empreendimentos com característica de Geração Distribuída está causando uma mudança significativa no planejamento e na operação de sistemas elétricos na Europa e Estados, uma vez que nestes mercados mais maduros estes projetos de Geração Distribuída são amplamente difundidos e aplicados.

A expansão do sistema elétrico de transmissão e geração no Brasil, período de 2014 a 2018, estabelecida pelos leilões promovidos para atender o ambiente de contratação regulada, apresenta como resultado a instalação de novos empreendimentos de geração hídrica na Região Norte e de energia eólica na Região Nordeste para atender quase a totalidade do crescimento de consumo de energia elétrica da Região Sudeste naquele período, necessitando construir longas linhas de transmissão para atender este mercado de energia.


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Adicionalmente, com um crescimento previsto na ordem de 4% ao ano no consumo de energia elétrica na Região Sudeste e a dificuldade de transportar energia elétrica de longa distância, seria fácil prever a tendência de instalar diversos empreendimentos de pequeno porte com característica de Geração Distribuída nesta Região, seja para autoprodução ou produção independente nos ambientes de contratação livre e regulado, principalmente em centros urbanos com grande concentração de carga, trazendo redução de perdas elétricas, estabilidade para o sistema, postergação de investimentos por parte das distribuidoras de energia.

Assim, no Brasil, a tendência de desenvolvimento da Geração Distribuída é irreversível e poderá ocorrer numa velocidade maior que podemos imaginar, principalmente, na Região Sudeste, considerando o esgotamento de construção de empreendimentos de geração hidrelétrica nesta região.

A Geração Distribuída proveniente de pequenas usinas, cogeração, miniusinas e microusinas podem ser um vetor fundamental de redução de custos para todos os agentes envolvidos e poderá compartilhar com a instalação de termelétricas de grande porte a expansão da geração nesta região.

Levando-se em consideração a iminência de instalação de um elevado número de Geração Distribuída no país e os benefícios que esta geração pode trazer para o sistema elétrico, as questões levantadas pela ANEEL no item 11 de sua nota técnica não poderá ser um fator impeditivo para ampliar o limite de potência instalada de geradores para participar do sistema de compensação das distribuidoras. Ao contrário, este desafio deve ser enfrentado pelo regulador, inclusive, algumas dificuldades apresentadas na nota técnica podem ser questionadas e outras com alta viabilidade de ser regulamentada.


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Não podemos deixar de observar que o desenvolvimento da Geração Distribuída no âmbito das redes de distribuição tem o potencial tanto de resolver problemas inerentes a essas redes, através da introdução de geração em pontos congestionados onde a expansão da rede seria muito custosa, como de prejudicar o próprio serviço de distribuição se a geração for introduzida em locais já com excesso de geração, ou deixar ociosos investimentos recentes em expansão da rede de distribuição, entretanto, medidas técnicas podem ser adotadas visando mitigação destes riscos.

Diante de tudo que foi exposto, a COGEN entende que não é recomendável, simplesmente, estabelecer um novo limite de capacidade instalada para participar do sistema de compensação, como por exemplo, 10 MW, indiscriminadamente e alterar os procedimentos simplificados para a micro e mini-geração, conforme indicado no item 21 da nota técnica. Estas decisões poderiam prejudicar o sistema de distribuição de energia elétrica em determinadas localizações e desmotivar os eventuais agentes potenciais para a entrada no sistema de compensação pela dificuldade que seriam apresentadas em eventuais novos e complexos procedimentos de acesso à rede de distribuição.

Cemig Os principais impactos de GD maior que 1 MW na rede de distribuição e como mitigá-los.

Ver ANEXO I da contribuição enviada pela Cemig

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AES Preliminarmente, cumpre destacar que a discussão do tema remonta à discussão iniciada na CP 15/2010, cujo objetivo foi o de apresentar instrumentos regulatórios para incentivar a geração distribuída de pequeno porte. Posteriormente, o tema foi mais uma vez discutido na AP 42/2011, cujo objetivo da ANEEL foi o de receber contribuições para reduzir as barreiras para a

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instalação de geração distribuída de pequeno porte - micro e minigeração.

Evidencia-se no próprio texto da nota técnica que subsidiou a abertura da presente CP (Nota Técnica SRG/SRD nº 025/2014) uma relação de benefícios e desafios, por ora mapeados pela ANEEL, para a introdução da geração distribuída no setor elétrico (aquelas com potência instalada superior a 1 MW). Tais potenciais, sejam vantajosos ou não, implicam não somente na adaptação técnica das redes elétricas para recepção deste segmento, mas também em influência/impacto preponderante na estrutura operacional e comercial das concessionárias.

Entretanto, entende-se como meritória a preocupação da ANEEL no sentido de acompanhar/promover o contínuo avanço da tecnologia existente para a otimização dos investimentos que podem refletir positivamente no planejamento e na operação das redes elétricas, quando devidamente empregados. Por isso, entende o grupo AES que, de fato, se devam buscar ações que visem transpor as barreiras e desafios que porventura obstem a implantação das centrais elétricas nos sistemas elétricos.

Dentre os desafios associados ao aumento da implantação da geração distribuída, alguns deles já apontados por esta agência na Nota Técnica supra, estão: (i) aumento da complexidade de operação da rede de distribuição, que passará a ter fluxo bidirecional de energia; (ii) necessidade de alteração dos procedimentos das distribuidoras para operar, controlar e proteger suas redes elétricas; (iii) aumento da dificuldade para controlar o nível de tensão da rede elétrica no período de carga leve; (iv) alteração dos níveis de curto-circuito das redes elétricas; (v) aumento da distorção harmônica das redes elétricas; (vi) intermitência da geração, devido à dificuldade de previsão de disponibilidade do combustível (radiação solar, vento, água, biogás, etc...), assim como alta taxa de falhas dos


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equipamentos; (vii) alto custo de implantação; (viii) tempo de retorno elevado para o investimento; e (ix) possibilidade de aumento das perdas técnicas, representando ônus para distribuidora.

Adicionalmente, o Grupo AES ainda identificou outro desafio oriundo da proposta de ampliação dos limites de aplicação do conceito de "net metering”, associado às variações de mercado provenientes da conexão destas centrais geradoras. Releva-se que, no médio/longo prazo, tais variações podem impactar o nível de contratação das distribuidoras (sobre ou subcontratação).

Não de outra forma, considerando que tais empreendimentos (centrais geradoras com potência instalada superior a 1 MW) podem trazer benefícios à rede de distribuição, quando devidamente gerenciáveis pela distribuidora, a proposta do Grupo AES é a de promover seu incentivo sem que haja a eliminação de premissas importantes contidas na regulação existente (Decreto nº 5.163/2004 / Resolução Normativa nº 482/2012), sendo: (i) a manutenção da prerrogativa da distribuidora para a definição do local de instalação dos empreendimentos; (ii) o compromisso de geração de energia para lastrear os contratos de venda; e (iii) a abertura de chamada pública para apresentação dos interessados, garantindo a publicidade, transparência e igualdade de acesso aos interessados.

Tais premissas têm se mostrado importantes mitigadores ou eliminadores dos complexos desafios oriundos da implantação dessas centrais geradoras às distribuidoras, principalmente no tocante à gestão de seu portfólio de contratos, para minimização de eventuais riscos de contratação.

Não obstante ao até aqui exposto, existem outros pontos importantes e que merecem ser debatidos ou tratados


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oportunamente pela ANEEL, sendo: (i) a precificação do valor a ser pago pelo kWh exportado à rede elétrica pela GD, pois em determinadas situações tal precificação pode inviabilizar o investimento para a implementação das centrais elétricas. Neste sentido, a proposta do Grupo AES é de que seja fomentado o debate, estudo e/ou pesquisa sobre a forma de transposição do limite atual do Valor de Referência (VR), seja, por exemplo, na maneira de composição/definição desta componente de remuneração ou pela supressão de seu limite, repassando, desta forma, o valor integral à tarifa de energia; e (ii) definição de metodologia que mensure a capture os benefícios que margeiam a disponibilização deste recurso nas redes de distribuição. A compilação desta discussão serviria de amparo para a apresentação de aperfeiçoamentos das regras setoriais vigentes.

Portanto, segue abaixo síntese das contribuições do Grupo AES para a CP em tela:

• Inalterabilidade da Resolução Normativa nº 482/2012;

• Tratamento das centrais geradoras com potência instalada superior a 1 MW pertencentes a consumidores como “Geração Distribuída”, conforme disposições contidas no Decreto nº 5.163/2004; e

• Abertura de debate, estudo e/ou pesquisa para definição da precificação a ser utilizada para remunerar instalações de GD, visando o aperfeiçoamento da legislação setorial.

Por fim, apresenta-se a seguir as respostas ao questionário formulado pela ANEEL, tendo como balizadora a proposta da AES externada neste documento.

Fórum das Associações Empresariais Pró-Desenvolvimento do Mercado de Gás Natural

O Fórum pleiteia que seja permitida a participação no sistema de compensações de empreendimentos com potência instalada superior a 1,0 MW, nas localidades estabelecidas pela distribuidora, até o limite de demanda máxima do consumidor ou

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da demanda contratada com a distribuidora local, conforme a necessidade do consumidor, ou seja, independente da potência instalada do gerador.

Para isso, devem ser estabelecidos novos procedimentos de acesso a rede de distribuição para geradores com potência instalada superior a 1 MW, de forma a simplificar e viabilizar a participação dos agentes no sistema de compensação. Também devem ser estabelecidos critérios e procedimentos para que as distribuidoras possam determinar, e eventualmente revisar, as localidades onde a inserção da geração distribuída traria benefícios para a expansão da rede, sem prejuízo ao sistema de distribuição, e em prol da modicidade tarifária.

Também deve ser mantida a regulamentação vigente da Resolução nº 482/2012 e os respectivos procedimentos simplificados para micro e minigeradores. E devem ser revistos os procedimentos de conexão de maneira a estabelecer um padrão único para todas as distribuidoras de energia do país.

As propostas certamente estimularão esse importante modal de aproveitamento energético, com incentivo as parcerias entre empreendedores e distribuidoras e com a correta alocação de custos entre agentes.

Vale frisar que a expansão da geração distribuída, principalmente em função da existência de fluxos em dois sentidos e injeções de variáveis em distintos pontos da rede, trará novos desafios para o sistema elétrico, que deverão ser mitigados através da tecnologia já existente no mundo, com instalação de procedimentos e equipamentos que busquem proteger a rede de indesejadas intermitências.

Não obstante, a expansão da cogeração faz surgir novas oportunidades de negócio, como, por exemplo, a venda de produtos não elétricos, tais como sistemas de resfriamento e


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aquecimento. Além disso, há a redução das perdas elétricas, que contribuem para a modicidade tarifária ao reduzir o volume de energia que deve ser comprado pelas distribuidoras.

Outro aspecto importante, também em benefício das concessionárias de distribuição de energia elétrica, é a possibilidade de transferência de investimentos de sua rede para a implementação de uma geração local, principalmente em função da existência de áreas já densamente ocupadas onde há dificuldade de expansão da malha de distribuição. Por outro lado, a geração distribuída igualmente possibilita o atendimento a cargas localizadas em pontos isolados, auxiliando no crescimento do número de usuários do sistema elétrico.

Por fim, é imperioso que o regulador acompanhe de maneira atenta e coordenada a expansão da geração distribuída na matriz elétrica brasileira, principalmente no que se refere a cogeração a gás natural, permitindo, assim, que seus evidentes benefícios se tornem realidade, em benefício de toda a sociedade.

CESP As propostas de melhorias da Resolução 482 se justificam pela análise das barreiras já encontradas nos estudos para viabilização deste Projeto de P&D e seriam ainda mais necessárias, levando-se em conta a extensão dos benefícios da Resolução para Projetos acima de 1 MW, conforme proposto pela Consulta Pública CP05/2014.

Deve-se ressaltar que a legislação vigente ainda não permite que haja uma venda de excedentes dentro do esquema de compensação de energia, que seria um aprimoramento da regulamentação necessário para incentivar os projetos de geração distribuída, ao se permitir a venda de excedentes para a concessionária de distribuição. Essa venda, se permitida, poderia ocorrer nos termos em que a legislação relativa ao “Net Metering” foi estabelecida, com alteração relativa apenas ao fato

A regulação do serviço público de energia elétrica no Brasil tem, de forma regular, enfrentado grandes desafios no aprimoramento do marco legal do setor, centrada no aperfeiçoamento da gestão das concessionárias e visando (i) a redução de custos do fornecimento, em prol da modicidade tarifária; (ii) a viabilização da universalização, com qualidade, da prestação dos serviços; (iii) a redução das perdas técnicas e comerciais de energia elétrica e (iv) o incentivo à micro e mini geração distribuída, particularmente a partir de fontes renováveis; dentre outros.

Mais recentemente, novos desafios regulatórios, menos tradicionais, vem exigindo urgente e

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de que os créditos não utilizados em 36 meses não seriam cancelados em prol da modicidade tarifária, mas ensejariam um pagamento da Concessionária ao Agente Exportador correspondente aos créditos de energia, valorizados pela tarifa de fornecimento vigente no momento da liquidação.

Um aprimoramento ulterior, com potencial de alavancar maior aporte de Geração Distribuída no Sistema de Distribuição, seria realizar a compensação financeira no mês seguinte ao mês de competência da ocorrência do saldo positivo.

Outra proposta de melhoria na regulamentação discutida neste Projeto de Pesquisa seria a implantação de condomínios de consumidores para viabilização de um projeto de geração distribuída. Desta forma, diminui-se o custo de execução do projeto e de O&M, pois se concentram as unidades geradoras a uma única planta geradora.

Os condomínios de consumidores, que no caso específico desse Projeto de P&D, foram chamados de condomínios solares, seriam uma oportunidade de ganho de escala e redução dos custos, tornando a energia solar fotovoltaica mais competitiva e de acesso mais isonômico para todos os consumidores. Além disso, a implementação de geração distribuída em redes de distribuição aumenta a garantia de suprimento energético inerente à matriz elétrica brasileira, abrindo uma nova fronteira para as energias renováveis no mercado nacional.

Esperamos que estas contribuições percebidas neste Projeto de P&D, possam ser úteis ao Regulador, na melhoria contínua dos mecanismos de Regulação, para tornar os projetos de plantas solares, entre outros, mais atrativos econômicamente e propiciar a sua sustentabilidade dentro do contexto da mini geração distribuída.

adequado enfrentamento, com destaque aos provenientes do desenvolvimento tecnológico, que vêm impondo novos paradigmas ao atual modelo das redes de distribuição de energia elétrica. Nesse novo arranjo, outras exigências passam a surgir, em termos de qualidade, continuidade e nível de tensão, abrindo campo para a instalação de maior número de sensores ao longo da rede e de recursos que permitam maximizar os benefícios de automação em detrimento de reforços de rede para garantir segurança na operação, bem como prover flexibilidade operativa e capacidade de auto- recuperação, na direção do que se convenciona chamar de “Smart-Grid” ou Redes Inteligentes. Por outro lado, a nova conjuntura tecnológica para a arquitetura das redes de distribuição, deve permitir ao sistema elétrico dispor de capacidade de assimilação de intensa presença de geração distribuída, em especial a partir de fontes renováveis e intermitentes, como é o caso da micro e mini geração eólica e solar.

Em vista disso, a ANEEL avançou com algumas ações e vem estudando propostas para redução das barreiras de acesso aos sistemas de distribuição por parte dos pequenos geradores. Esse processo incluiu a realização da Consulta Publica nº 015/2010, finalizada em 09 de novembro de 2010, como também a realização da Audiência Pública nº 042/2011, finalizada em 14 de outubro de 2011, eventos estes que propiciaram à ANEEL receber contribuições de diversos agentes do Setor. Como resultado desse processo, foi publicada a Resolução


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Normativa nº 482, de 17/04/2012, estabelecendo as condições gerais para o acesso de microgeração e minigeração distribuída aos sistemas de distribuição de energia elétrica.

O Diploma Legal estabelecido pelo Regulador visava reduzir as barreiras regulatórias existentes para conexão de geração de pequeno porte disponível na rede de distribuição, a partir de fontes de energia incentivadas, bem como introduzir o sistema de compensação de energia elétrica (netmetering ), além de estabelecer adequações necessárias nos Procedimentos de Distribuição – PRODIST.

O Regulador começa, naturalmente, a se movimentar nessa nova direção e, nessa perspectiva, na busca de melhorias contínuas na Regulação, temos a Consulta Pública nº 005/2014, com o objetivo de “Obter subsídios para identificar a necessidade de criação de incentivos à instalação de centrais geradoras com potência instalada superior a 1 MW pertencentes a consumidores, bem como de debater a ampliação dos limites de aplicação do conceito de "net metering" para essas centrais e de obter informações adicionais sobre o tema.

Dentro desse contexto, o Projeto de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D), para instalar uma usina solar no Parque Villa Lobos, vem buscando uma alternativa para a estrutura do seu negócio, que permita equacionar uma solução sustentável. Este relatório procura propor então algumas melhorias na Regulação, percebidas ao longo dos estudos e


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relatadas nos Relatórios de Produto anteriores para tornar os projetos de planta solar mais atrativos economicamente e propiciar a sua sustentabilidade dentro contexto da mini geração distribuída.

SEEN/SEINFRA - PE Proposta de alteração dos conceitos utilizados na REN 482/12

III - sistema de compensação de energia elétrica: sistema no qual a energia ativa injetada por unidade consumidora com microgeração distribuída ou minigeração distribuída é cedida, por meio de empréstimo gratuito, à distribuidora local e posteriormente compensada com o consumo de energia elétrica ativa dessa mesma unidade consumidora ou de outra unidade consumidora de mesma titularidade da unidade consumidora onde os créditos foram gerados, ou ainda de outras unidades consumidoras, não necessariamente da mesma titularidade, desde que estejam previamente definidas em contratos firmados com a concessionária supridora.

Com essa possibilidade de compensação entre unidades consumidoras não necessariamente da mesma titularidade, passa a prevalecer melhores de incentivo para utilização de capacidade plena de cogeração. Isso vai permitir a utilização plena da capacidade de cogeração havendo apropriação dos ganhos de escala, incentivando assim uma implantação de arranjos técnicos mais eficientes.

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Proposta de alteração dos conceitos utilizados na REN 482/12

§1º A potência instalada da microgeração ou minigeração distribuída participante do sistema de compensação de energia elétrica fica limitada à capacidade de cogeração da unidade consumidora.

Considerando a sugestão anterior, com a possibilidade de compensação entre unidades consumidoras não necessariamente da mesma titularidade, sugerimos que o limite de cogeração não seja fixado apenas pela carga instalada da unidade consumidora, já que poderão entrar para a composição final outras unidades, propiciando assim a possibilidade de utilização plena da capacidade de cogeração.

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EDP O Grupo EDP não considera adequado, neste momento, permitir o aumento da potência a ser caracterizada como minigeração e com aplicação do mecanismo de compensação de energia, mesmo porque a análise da inserção da geração distribuída ainda é incipiente no país.

Inclusive, o parâmetro mais adequado nem sequer deveria ser a

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potência instalada, mas a potência firme de geração.

COMGÁS Atualmente a Comgás já faz o suprimento de fontes de geração a gás (cogeração e geradores locais) que são potenciais usuários beneficiados do conceito de net metering. A iniciativa de ampliação dos limites do net metering permitirá a melhor utilização dessas atuais fontes geradoras – estima-se uma capacidade instalada de 276 MW e uma capacidade ociosa em torno de 40 MW na área de Concessão da Comgás.

Entende-se que o net metering se torne mais um estímulo para viabilizar a ampliação desta modalidade de geração de energia, que pode contar com todos os benefícios da proximidade aos próprios centros de carga, viabilizado por uma estrutura de gás pronta para fornecimento do energético nas unidades usuárias que aderirem ao conceito do net metering, de forma conjunta à eficiência e custo evitado na cadeia de energia elétrica.

Assim, em relação ao disposto na Nota Técnica nº 025/2014–SRG/SRD/ANEEL, de 09 de maio de 2014, a Comgás manifesta a esta ANEEL o apoio à iniciativa de ampliação dos limites de aplicação do conceito de "net metering", de estímulos à instalação de centrais geradoras com potência instalada superior a 1 MW pertencentes a consumidores e, como membro efetivo da Associação da Indústria da Cogeração de Energia do Estado de São Paulo – COGEN – reitera na íntegra o conteúdo das contribuições encaminhadas por aquela associação para a CP 005/14 (material anexo).

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ABSOLAR A ABSOLAR entende como muito positiva e bem-vinda a iniciativa da ANEEL de abrir a Consulta Pública 005/2014 (CP 005/2014) para planejar a criação de incentivos à instalação de centrais geradoras com potência instalada superior a 1 MW pertencentes a consumidores, bem como de planejar a ampliação dos limites de aplicação do conceito de "net-metering" para essas centrais.

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Primeiramente, é crucial relembrar um aspecto fundamental da Resolução Normativa 482/2012 (REN 482/2012): a resolução foi instituída para incentivar a instalação de centrais geradoras baseadas em fontes renováveis e em cogeração, com o intuito de favorecer o desenvolvimento de uma matriz elétrica nacional com baixa dependência de recursos fósseis, baixa emissão de gases de efeito estufa, crescente qualidade ambiental e maior confiabilidade na oferta de eletricidade pelo uso de fontes complementares. Desse modo, qualquer ampliação dos benefícios do Sistema de Compensação de Energia Elétrica (SCEE), instituído pela REN 482/2012, deve ter como beneficiárias estas mesmas fontes de geração de energia elétrica. Esta premissa, que pertence ao âmbito de atuação da ANEEL, é peça importante para a promoção de um desenvolvimento sustentável e de longo prazo da matriz elétrica brasileira.

Também cabe esclarecer que, apesar do esforço positivo da ANEEL, não se pode dizer que o Brasil possui um sistema de net-metering de fato. Na realidade, devido à atual disciplina do CONFAZ para a tributação da energia elétrica injetada na rede e compensada pelo SCEE, baseada no Convênio ICMS Nº 6 de 05/04/2013, não há paridade entre o kWh consumido da distribuidora e o kWh compensado pelo SCEE.

Essa disciplina, portanto, descaracteriza de forma inequívoca o modelo de net-metering, pois não está sendo realizada a medição líquida do consumo das unidades consumidoras, como determinado pela REN 482/2012. Desse modo, para a situação atual, consideramos mais adequado referir-se ao modelo em pauta como SCEE e não como net-metering.

Adicionalmente, cabe ressaltar que a ANEEL ainda está trabalhando na atualização dos requisitos necessários à outorga de autorização para exploração e alteração da capacidade


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instalada de centrais geradoras fotovoltaicas e dos procedimentos para registro de centrais geradoras com capacidade instalada reduzida (nomenclatura utilizada pela ANEEL para centrais geradoras fotovoltaicas com potência nominal igual ou inferior a 5 MW). Este tema esteve em Audiência Pública através da Audiência Pública 129/2013 (AP 129/2013), porém os resultados da mesma ainda não foram publicados. Como existe uma intersecção temática nítida entre a AP 129/2013 e a CP 005/2014, esta contribuição à CP 005/2014 baseia-se na premissa de que a proposta de minuta de Resolução Normativa em discussão na AP 129/2013 será aprovada e publicada levando em consideração também os pontos de intersecção entre estas duas ações da ANEEL.

ABRACE Ressaltamos que a associação é favorável ao estimulo à geração distribuída por entender que sua inserção na matriz energética agrega eficiência ao mercado, aproximando a geração ao centro de consumo e reduzindo custos importantes, como investimentos destinados à transmissão e distribuição de energia.

No que diz respeito especificamente à aplicação do “net metering” à unidades de cogeração acima de 1 MW, conforme contribuição apresentada pelo Fórum das Associações Empresariais para o Gás Natural e coassinada pela ABRACE, entendemos que a medida é meritória e pode contribuir com o incentivo à cogeração a gás natural, não obstante, é prudente ressaltar que o setor elétrico tem um histórico de situações em que a regulação permite aos Agentes de Mercado exportarem custos para terceiros, fazendo com que grandes industrias subsidiem políticas de incentivo.

Em qualquer caso e, em particular neste, é importante que o regulador se atente a essa possibilidade.

Sendo assim, sugerimos que na Análise de Impacto Regulatório

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da ANEEL seja feita uma avaliação dos impactos econômicos deste processo para os agentes do setor, de forma a dar clareza em relação aos custos que o sistema estará suportando para desenvolver essa iniciativa.

Na visão da Abrace, a proposta deve se limitar aos agentes que buscam suprir a própria carga apenas, mas caso haja a possibilidade da Cessão de Montantes de Energia, é importante avaliar se a presença do agente na posição de consumidor, autoprodutor ou vendedor, permitirá arbitragem em suas posições de maneira a exportar custos ao mercado e sem gerar valor.

Assim, no resultado desta Consulta Pública ou no processo de Audiência sugerimos à área técnica da Agência que apresente uma análise de custos e que seja garantido na regulamentação que não se permita nenhum tipo de exportação de custos para terceiros.

ABRADEE Inicialmente gostaríamos de registrar que a regulamentação estabelecida através da Resolução nº 482/12 introduziu subsídios para facilitar a instalação de plantas de geração pelos consumidores, com o objetivo específico de incentivar a geração distribuída de pequeno porte, a partir de fontes renováveis de energia, conectada na rede de distribuição, conforme registrado no voto do diretor relator do processo.

De forma coerente, o regulador limitou a aplicação da regulamentação para plantas de menor porte. A nosso ver esta limitação ainda deve ser mantida já que, diferentemente das instalações abrangidas pela atual regulamentação, aquelas de maior porte são implementadas por consumidores de maior poder econômico, que não necessitam de subsídios para a tomada de decisão de realização dos investimentos nestas instalações. Desta forma, aumentar o impacto tarifário sobre os demais consumidores não nos parece adequado.

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No entanto, caso essa superintendência decida encaminhar uma proposta de aumento do limite hoje estabelecido, solicitamos que essa proposta seja parcimoniosa e observe as seguintes adequações na Resolução nº 482/12:

a) Previsão da participação financeira do consumidor na implementação das modificações no sistema elétrico que se fizerem necessários para a injeção da energia excedente;

Justificativa: Diferentemente da situação de pequenas plantas, entendemos que nestes casos existe uma maior capacidade econômica do consumidor, logo o aumento do limite não deve trazer ônus para os demais consumidores, o que ocorreria se tais investimentos forem realizados pela distribuidora.

b) Previsão de realização pelo acessante dos estudos necessários para a elaboração do parecer de acesso conforme estabelecido no Módulo 3 do PRODIST.

Justificativa: Da mesma forma que na alínea anterior, neste caso os estudos necessários devem ser de responsabilidade do acessante, a exemplo do que se pratica para os demais casos não abrangidos pela resolução nº 482.

c) Previsão de que a compensação da energia injetada por unidades conectadas em MT ou AT, somente seja realizada com unidades consumidoras atendidas nestes níveis de tensão.

Justificativa: Como se sabe, o valor do kWh cobrado do consumidor atendido em BT contempla as parcelas de TUSD e TE, o que proporciona um ganho indevido ao gerador, caso a energia injetada pela planta conectada em MT/AT seja compensada pela energia utilizada na unidade consumidora atendida em BT.

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