Modelo regulatório para implantação da Mini e Micro Geração Distribuída - MMGD

O papel das distribuidoras no setor de eletricidade está em transformação. Esta mudança advém não somente da crescente inserção de Geração Distribuída - GD, mas também de diversos Recursos Energéticos Distribuídos - REDs, da introdução de componentes inteligentes nas redes e da busca crescente de eficiência no uso da energia.

A tarifação tem um papel central no bom aproveitamento e na integração bem-sucedida de novas tecnologias. Uma tarifa que reflete adequadamente os custos do serviço de distribuição irá incentivar a adoção de soluções mais econômicas, com um menor custo global possível para sociedade. As tarifas precisam não somente atender aos objetivos do presente, mas também estarem aptas a abarcar as mudanças futuras que possam ser antecipadas.

Os modelos de tarifação de uso do sistema de distribuição se fundamentam no princípio de que cada cliente deve pagar pela rede proporcionalmente aos custos que ele ocasiona. As tarifas devem estar aderentes aos Custos de Uso da Rede e incentivar escolhas de menor custo por parte dos clientes. Por isso, o primeiro grande desafio da tarifação de clientes de geração distribuída tem sido avaliar adequadamente como o seu comportamento influi nos custos do sistema.

O comportamento de uso da rede dos clientes MMGD e de outros recursos energéticos distribuídos é diferente daquele dos clientes tradicionais de carga e a injeção de energia em diversos pontos do sistema contraria uma das premissas básicas da metodologia atual de cálculo de custo de uso da rede que pressupõe um sistema com injeção mais centralizada.

Os impactos da inserção de clientes MMGD não necessariamente ocorrem da mesma forma em toda a rede, pois dependem da localização da geração em relação à carga, da capacidade instalada dos sistemas, da quantidade de geração existente (grau de inserção), da configuração da rede de distribuição, entre outros.

Este P&D buscou conhecer esses impactos, em especial aqueles mais cruciais para se propor uma tarifação coerente com os custos de uso da rede. Desenvoleu-se uma metodologia para análise do impacto da inserção da MMGD no comportamento do sistema elétrico de distribuição, que foi aplicada ao caso da CEMIG D, evidenciando a transformação pela qual as redes das distribuidoras passarão rapidamente nos próximos anos.

Além disso, para fazer uma segunda avaliação do impacto da inserção da Micro GD no comportamento das redes, mas também nas perdas técnicas da rede de distribuição, simulou-se o fluxo de potência em uma amostra de 30 alimentadores da CEMIG D com diversos graus de inserção de Micro GD. Uma especial atenção foi dada ao setor de irrigação, que é regido por legislação específica, que pode necessitar de uma revisão em vista da transformação trazida pela inserção massiva de geração fotovoltaica nas redes rurais.

Com base nesses estudos, em análises da regulação vigente no setor brasileiro e visando atender aos princípios mais amplos de uma adequada tarifação, elaborou-se uma proposta para alteração da tarifação dos clientes MMGD.

O relatório está organizado em cinco capítulos:

• CAPÍTULO I – MODELO REGULATÓRIO PARA MINI MICRO GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
• CAPÍTULO II – SITUAÇÃO ATUAL DA INSERÇÃO MMGD
• CAPÍTULO III – IMPACTOS DA MINI MICRO GD NA REDE DE DISTRIBUIÇÃO
• CAPÍTULO IV – AVALIAÇÃO DA MINI MICRO GERAÇÃO DISTRIBUÍDA NA IRRIGAÇÃO RURAL
• CAPÍTULO V – PROJEÇÃO DA INSERÇÃO DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA

O Capítulo I propõe um novo modelo tarifário para os prossumidores, com base nas conclusões dos estudos e das simulações apresentados nos capítulos subsequentes.

O Capítulo II apresenta uma análise preliminar da inserção da MMGD no país e na CEMIG D desde 2012, em cada Grupo/Subgrupo Tarifários, separado em Geração Local e Remota.

No Capítulo III apresentam-se duas maneiras de avaliar e quantificar os impactos da inserção da MMGD no comportamento das redes de distribuição, determinando o potencial de redução da demanda máxima das redes: usando as curvas das tipologias de carga e as Probabilidades de Associação dos usuários às rede e, ainda, construindo as curvas de carga dos transformadores e alimentadores por simulação de fluxo de potência usando o OPEN DSS. Nesse capítulo também se avaliou, por simulação de fluxo de potência, o impacto da microgeração nas perdas elétricas nos circuitos BT, nos transformadores e na rede de média tensão.

O Capítulo IV analisa a legislação para a classe Rural, principalmente para a irrigação, e avalia os impactos da MMGD nas redes com carga predominante de irrigação, e propõe mudanças na regulação.

Por fim, utilizando o Modelo de Bass e o Modelo de Bass Generalizado, no Capítulo V, apresentam-se as projeções de inserção da MMGD, que variam com a tarifa aplicada e com a expectativa de redução de custos da Usina Fotovoltaica – UFV no horizonte de estudo, pois essas variáveis interferem diretamente na sua atratividade, no payback e na Taxa Interna de Retorno - TIR desse investimento. Com as projeções de inserção em cada tarifa avaliada, calcularam-se as perdas de receita da CEMIG D e as transferências de custos para os demais consumidores, no período de 2013 a 2030.

Proposta de Regulação e Tarifação

As tarifas de todos os clientes devem ter o máximo de aderência aos custos, de forma a incentivar hábitos de uso e escolhas racionais do ponto de vista econômico. Quanto mais duradouros os efeitos das escolhas dos clientes, mais aumenta a importância da sinalização tarifária correta. Uma boa sinalização tarifária é fundamental para a implementação de Recursos Energéticos Distribuídos de maneira sustentável.

Uma sinalização tarifária adequada é obtida através de (1) uma alocação correta de custos, definindo o nível tarifário de cada categoria de clientes com base na sua responsabilidade na orígem de cada componente de custos e (2) com uma sinalização horária e sazonal (Tempo) e locacional (Espaço), definindo modalidades tarifárias adequadas para estes fins.

A tarifação deve obedecer aos princípios de isonomia e coerência, dando tratamento similar aos clientes com características iguais ou similares, definindo as distinções entre clientes com base em características objetivas. Seguindo estes princípios, deve-se tentar uma maior aproximação da regulação da MMGD com a do autoprodutor e persistir na ampliação do mercado livre, concliando o tratamento da MMGD com aquele dado aos clientes de Fonte Incentivada. Em resumo, deve-se regular de forma isonômica toda a geração e toda a carga.

Por fim do uso da rede deve ter como base as medições dos clientes, mirando o efeito que suas ações produzem sobre a rede, minimizando a necessidade de controlar a instalação do cliente (atrás do medidor), sempre priorizando regras que incentivem a eficiência energética.

Nível tarifário

Nos processos tarifários, o primeiro ponto a definir é o total de receita a ser cobrado dos clientes, o que irá definir o que se chama de nível tarifário. Na discussão acerca da tarifação a MMGD, deve-se determinar se é correto cobrar destes clientes cada componente da tarifa, sob a ótico dos princípios gerais de tarifação e levando em consideração o impacto trazido pela inserção destes clientes no sistema. Nas propostas de tarifação feitas pela ANEEL na Consulta Pública 025/2019 as componentes de custos foram agrupandas em 5 blocos (Fio B, Fio A, Encargos da TUSD, Perdas da TUSD e Encargos da TE). Manteve-se aqui essa classificação:

• TUSD Fio A e B: Todo cliente deve pagar as componentes TUSD Fio A e B de forma aderente ao custo. Assim, não se justifica a isenção destas componentes referente à parcela da carga dos clientes MMGD. Quanto à parcela de geração, se mostrou no trabalho que a redução da demanda máxima das redes devido à inserção de geração solar é muito pequena. Esta será, ao longo do tempo, superada pela necessidade de expansão das redes devido ao fluxo reverso ocasionado pela inserção massiva de geração fotovoltaica, principalmente na média e baixa tensão. Por isso, deve-se passar a alocar os custos de uso da rede de baixa tensão não somente à carga, mas também à geração, criando uma tarifa de geração - Tusd G - para a baixa tensão, cobrando nessa componente os custos impostos à rede pela geração conectada à rede de baixa tensão, conforme metodologia a ser estabelecida pela Aneel.
• Encargos da TUSD: Nos casos dos encargos TFSEE, P&D da TUSD e CDE não há argumento técnico para isentar os clientes MMGD da sua cobrança. Mas, os clientes MMGD devem ser isentos do PROINFA sobre o consumo compensado, já que não recebem a cota de energia correspondente.
• TUSD Perdas: Se mostrou no trabalho que a injeção dos clientes Micro GD reduz as perdas técnicas até um grau de inserção relativamente alto. Por isso, devem ser isentos do pagamento de Perdas Técnicas. No entanto, devem contribuir com as Perdas Não Técnicas e Receitas Irrecuperáveis, pois não há argumento técnico para a isenção destas componentes.
• Encargos da TE: Os clientes Micro GD reduzem as perdas na Rede Básica (assim como na Distribuição) e o transporte de Itaipu está vinculado à energia fornecida. A energia compensada deve ser isenta de pagamento de EER, por definição. Em princípio poderia haver cobrança de ESS, mas deve haver coerência com o faturamento dos Autoprodutores. Por isso, pPropõe-se que os clientes MMGD sejam isentos integralmente dos encargos da TE.

Modalidades Tarifárias

Uma vez feita a alocação correta dos custos em cada classe e nível de tensão, deve-se definir as modalidades tarifárias aplicáveis a cada grupo de clientes. As modalidades tarifárias são especialmente importantes na sinalização correta dos custos para os clientes.

Em princípio, pode-se reduzir qualquer modalidade a tarifas em R$/MWh, R$/kW e R$/cliente, com diferenciação destas tarifas por horário. Existem variações em cima destas três possibilidades de acordo com qual energia ou demanda se irá faturar ou as possíveis classes de clientes. Assim, por exemplo existe a regra do consumo mínimo, que fatura uma quantidade mínima de energia de cada cliente, de acordo com o número defases da sua ligação.

Apresenta-se, a seguir, as propostas de modalidade para o faturamento de uso da rede da parcela de carga, para a geração, para faturamento dos encargos e para a compensação da energia injetada.

• Substituiçao do consumo mínimo por uma taxa fixa: Os custos da distribuidora que variam por consumidor devem ser faturados com taxa fixa, conforme Nota Técnica nº 125/2019- SGT/SRM/ANEEL da AP 059/2018 (Tarifação da BT). Isto vale para todos os consumidores de baixa tensão, mas tem alguns fatores que acentuam a importância da medida no caso dos clientes microgeradores:
• Permite aproveitamento de 100% da geração.
• Melhora a atratividade das unidades menores de Micro GD.
• Simplifica o sistema de compensação.
• Confere transparência ao faturamento da TUSD Fio B e à contabilização de perdas da Distribuidora.
• Faturamento da parcela da carga dos clientes microgeradores na Tarifa Branca: O custo em R$/MWh da parcela de carga de um cliente Micro GD é maior que o de um cliente convencional, porque o prossumidor tem proporcionalmente mais consumo no horário de ponta. Por isso, os clientes MMGD devem ser faturados com tarifas diferenciadas por horário - no caso da Micro GD, a tarifa Branca e no caso da Mini GD as tarifas Verde ou Azul. Essas modalidades têm as seguintes vantagens:
  • O faturamento da parcela da carga será mais aderente aos custos de uso da rede.
  • A Tarifa Branca sinaliza adequadamente os custos de uso da rede, incentivando o uso racional e a eficiência energética.
  • Reduz o subsídio cruzado entre clientes de diferentes categorais, em especial entre os clientes MMGD e regulares.
• Pagamento de Tusd G onde houver geração, inclusive na BT: Na regulação brasileira a alocação dos custos de uso da rede é feita entre consumidores e geradores de acordo com o uso que cada um faz das redes de distribuição e transmissão. Assim, geradores conectados à Rede Básica ou à média e alta tensão das distribuidras pagam pelo uso da rede na medida em que a geração impõe custos às redes de distribuição e transmissão. Com a perspectiva de se ter uma ampliação massiva de microgeradores conectados às redes de distribuição, essa lógica deve passar a abranger também os geradores conectados às redes de baixa tensão, na proporção dos custos que esses clientes impõem à rede. Por isto, parte do custo de uso da rede deve ser alocada à parcela de geração dos clientes Micro GD. Se propõe inicialmente faturar o custo de uso da rede BT no posto Fora de Ponta em R$/kW sobre a demanda injetada (não sobre a capacidade instalada). Ao final desta página se expõe em mais detalhes a necessidade da TUSDg na BT. O faturamento de Tusd G na baixa tensão:
  • Visa alocar melhor os custos de uso da rede entre carga e geração;
  • Irá possibilitar a sinalização locacional da geração no futuro, de forma a incentivar a instalação de GD nos locais de maior vantagem para a sociedade;
  • Para a CEMIG D, esta tarifa equivale a 0,55 R$/kW na classe Residencial e 1,79 R$/kW no B3, tendo um efeito reduzido sobre a atratividade das instalações microgeradoras.
  • No entanto, terá um papel importante na diminuição dos subsídios cruzados, impedindo que os investmentos em expansão da rede para acomodar a geração solar venham a ser pagos pelos clientes de carga, inclusive pela parcela da carga dos próprios clientes MMGD.
• Fim da compensação de energia entre postos na proporção da TE: Na regulação atual, a compensação de energia entre postos tarifários segue a relação da Tarifa de Energia – 1/1,72. No entanto, não existe previsão na regulação para o destino desta energia gerada a mais pelos clientes da Mini GD. O resultado é que esta energia é abatida das perdas apuradas da distribuidora, que desta forma recebe indiretamente 0,72 x PMIX (cerca de 150 R$/MWh) e deixa de faturar a TUSD Ponta (934 R$/MWh).
  • Propõe-se que para unidades novas seja extinta a regra de relação da TE (coerência com autoprodutores e clientes livres);
  • Os novos clientes devem pagar a TUSD Fio de Ponta;
  • Se em algum momento a energia passar a ser comercializada com preço diferenciado por posto, os clientes MMGD devem simplesmente pagar ou receber essa diferença.

Outras alterações na regulação

Além das necessárias alterações na tarifação dos clientes MMGD e no sistema de compensação, há outras mudanças na regulação que devem ser implementadas, no curto e longo prazo para que este setor tenha um desenvolvimento com menor custo, mais eficiente e que não prejudique os demais clientes. Além disto, algumas alterações são necessárias para se preparar para a introdução de outros REDs, como os sistemas de medição inteligente, carros elétricos e sistemas de armazenamento, entre outros.

• Abertura do mercado: A forte adesão à MMGD mostra a disposição dos clientes de médio e pequeno porte para uma postura mais ativa no gerenciamento de suas necessidades energéticas. Deve-se avançar na liberalização do mercado, permitindo a comercialização de excedentes da MMGD. O cliente MMGD iria alocar um percentual de sua geração para ser comercializada, da mesma forma em que acontece para a geração remota. As vantagens que se pode prever são:
  • Melhor aproveitamento dos espaços de telhado disponíveis para a geração;
  • Viabilização de unidades de menor porte (telhado grande e carga pequena);
  • Incentivo à eficiência energética, mitigando o efeito lock-in gerado pelo sistema de compensação;
  • Viabilização da comercialização de outros serviços energéticos, como o controle de tensão e reativos, intermediado por comercializadores;
  • Menor evasão dos clientes da rede de distribuição.
  
  Há também desafios a serem vencidos:
  • Novo papel da distribuidora no gerenciamento e fornecimento de informações de carga e geração dos clientes;
  • Aumento do número de agentes e maior intercâmbio de informações;
  • Necessidade de aproximação da regulação do autoprodutor com o cliente MMGD e da Fonte Incentivada com comercialização de excedentes.
  • Unificação da regras da MMGD: Deve ser estipulado um prazo para a vigência das regras, após o qual todas as unidades serão faturadas na mesma regra.
  
  
• Estudos da carga: Caracterizar os clientes MMGD, nas diversas modalidades.
• Apuração dos custos de uso do sistema de distribuição:
  • Cálculo de custos locacionais e horários para geração e carga;
  • Regionalização da tarifa;
  • Alocação correta de custo para clientes geradores;
  • Criação de posto tarifário “diurno”;
• Revisão dos custos de energia: Atualmente as distribuidoras adquirem energia a um preço único, independentemente do horário e repassam para o cliente de acordo com uma relação de custo antiga (1,72/1 – Ponta/Fora Ponta), que deve ser revista.
• Infraestrutura de medição: Os avanços possíveis na regulação estão intimamente ligados com as possibilidades de medição e apuração do comportamento dos clientes. A infraestrutura de medição não compreende somente os medidores, mas também a capacidade de processar, gerir, e comunicar as informações de medição. A medição inteligente aumenta as possibilidades de tarifação, que, por sua vez, potencializa o uso de REDs inovadores.

Sobre a necessidade da TUSDg na Baixa Tensão

Os estudos feitos no projeto, detalhados no Capítulo III e Anexo III do relatório, mostram que a redução do custo de expansão nas redes de distribuição da CEMIG D é ínfima. Um motivo é o fato de, na maioria das redes dessa distribuidora, a demanda máxima ocorrer preponderantemente no horário de ponta, de 17h às 20h, enquanto a GFV acontece ao longo do dia. Mas o principal fator que contribui para o baixo impacto na redução da demanda máxima das redes é que a geração dos sistemas fotovoltaicos não é fime e as redes deverão estar dimensionadas para atenderem toda a carga do sistema nos dias de baixa insolação (dias chovosos e nublados), de menor produção fotovoltaica.

Estimou-se no trabalho que a redução da demanda máxima total nos transformadores MT/BT acontece até 2027 e irá ficar entre 1% e 2% da capacidade instalada de geração fotovoltaica, em todos os níveis de tensão. Em outros termos, a cada 100 kWp de geração fotovoltaica distribuída instalada na baixa tensão, a redução da demanda máxima das redes de distribuição em todos os níveis é de 1 a 2 kW, em média. Em comparação ao total de demanda máxima das redes de distribuição, estes percentuais são ainda menores: a inserção de gradual de um total de 4,8 GWp de microgeração na CEMIG D provocaria até 2027 uma redução de apenas de 0,7% da demanda máxima das redes de baixa tensão, 1,2% na média tensão e 0,4% nas redes de alta tensão.

A partir de 2027, no entanto, começa-se a observar uma aumento do fluxo máximo de alguns tipos de rede, nas quais a potência total injetada em dias de maior insolação começa a ultrapassar a potência noturna demandada pela carga. Este efeito irá provocar um aumento do fluxo máximo das rede de baixa tensão, com fluxo reverso maior que fluxo direto, de 0,4%.

Estes resultados têm a tendência a subestimar o aumento da demanda máxima devido à geração, porque se considera no estudo o comportamento atual das redes e o efeito médio da inserção de Micro GD nos tipos de rede atuais. No primeiro modelo adotado, de análise global, não há como separar em cada rede tipo aquelas nas quais se concentra uma maior capacidade adicionada de Micro GD das demais e, consequentemente, uma parte das redes, que tem uma potência de injeção maior que a potência demandada pela carga, está agregada com redes de menor ou nenhuma injeção, subestimando a quantidade de transformadores que terá demanda máxima no fluxo reverso. Além disso, haverá aumento do fluxo máximo, no sentido reverso, nos circuitos de baixa tensão nos dias de pleno sol, principalmente nos trechos próximos à conexão do microgerador.

Não foi possível estimar o aumento de redes de média e alta tensão com demanda máxima no fluxo reverso, pois, para isto seria necessário agregar a potência da minigeração às redes tipo desses níveis, o que extrapolava o escopo da pesquisa. Para essas unidades, é necessário fazer uma análise caso a caso, pois devido ao seu grande porte, até 5 kW, os impactos podem variar conforme a localização, topologia e capacidade disponível da rede, principalmente local. Na CEMIG D já há, atualmente, diversos pontos da rede de média e alta tensão com restrições para conexão de novas unidades de geração distribuída, principalmente na região norte do Estado, o que evidencia que o fluxo máximo de diversas redes nesses níveis de tensão já acontece devido à geração.

Não se tem muita clareza, atualmente, sobre qual será a necessidade de investimento em redes de distribuição para sua adaptação ao atendimento de um volume relevante de geração fotovoltaica distribuída, o que deverá ser objeto de estudos futuros. Mas já é conclusivo que a redução da demanda máxima de apenas 1% a 2% da capacidade instalada da Micro GD não irá compensar esses custos.

Assim não há dúvida que os clientes de MMGD devem pagar pelo uso da rede. E devem fazê-lo enquanto Carga e enquanto Geração, pois, de fato, são usos diferentes, com impactos distintos na rede.

Clientes BT com Geração Local, enquanto Carga, devem pagar o uso da rede sobre a energia lhes fornecida pela distribuidora através da rede elétrica e, enquanto Geradores, sobre a energia injetada. A Carga deve pagar a Tarifa Branca, igual à dos demais consumidores, e a tarifa da Geração deveria, inicialmente, corresponder aos custos de uso da rede BT, exclusivamente.

Os clientes BT com Geração Remota devem pagar como Gerador na unidade que possua somente geração ou como Gerador e Carga, nas unidades que tenham, também, consumo local (da mesma forma que o cliente com Geração Local) e somente como Carga nas unidades que somente recebem energia.

Os clientes de Geração Local do Grupo A, da mesma forma, devem pagar o uso da rede enquanto geradores e enquanto consumidores. Especificamente, esses clientes, enquanto Carga, além de pagarem a TUSD Fio sobre sua demanda máxima, devem pagar a TUSD Fio de Ponta tal qual os demais consumidores e, enquanto Geração, devem pagar a TUSDg, tal qual os demais geradores. A TUSD do posto Fora de Ponta, aplicada aos clientes regulares, cobre o custo de uso das redes com demanda máxima nesse posto. Os clientes Mini GD estão sendo faturados com essa mesma tarifa sobre sua potência contratada como meio de pagarem o uso da rede tanto como Carga quanto como Geração. Essa forma não guarda nenhuma relação com os custos e confunde, desarranja, o sistema tarifário.

Por fim, os clientes com geração remota com unidade geradora conectada nas redes de média e alta tensão devem pagar a TUSD Fio como geradores.