[:pb]A Resolução Normativa (REN) nº 482, em vigor desde 2012, modificada pela REN nº 687, que passou a vigorar em 2016, estabelece as definições de micro e minigeração distribuída, limitando pela potência e pela fonte energética o enquadramento dos ativos de geração adequados a estas modalidades. Adicionalmente, a norma também cria o Sistema de Compensação de Energia Elétrica, aplicável às unidades consumidoras com micro ou minigeração e, ainda, estabelece modelos de consumo em Geração Distribuída (GD), entre eles a Geração Compartilhada e o Autoconsumo Remoto, que trazem escalabilidade para o modelo.
No entanto, a Aneel e participantes do setor elétrico, como associações, empresas privadas de diversos perfis e entidades públicas, têm discutido alterações a serem aplicadas na norma de GD que, a priori, se forem aprovadas, devem passar a valer a partir Janeiro/2020.
O principal ponto, da discussão mencionada, tem relação com a compensação dos créditos de energia elétrica – hoje atribuída em todas as componentes tarifárias.
Na norma atualmente vigente, cada 1.000 kWh (por exemplo) de excedentes injetados na rede, permitem abatimento em todas as componentes da conta de luz do consumidor, restando assim, uma equivalência financeira aos 1.000 kWh injetados. Na discussão mencionada, há indícios que as mudanças a partir de 2020 poderão reduzir este aproveitamento para até 59%, ou seja, a cada 1.000 kWh, somente serão aproveitados o equivalente (financeiro) a 590 kWh.
Na Consulta Pública n.10/2018, a ANEEL listou 6 (seis) alternativas de cenários de incidência de compensação de créditos gerados pela geração distribuída, conforme figura:
Em suma:
Alternativa 0 – seria a manutenção da regra atual, ideal para o consumidor, pois permite a abatimento dos créditos de energia elétrica sobre todas as componentes tarifárias.
Já a Alternativa 5, pior cenário para o consumidor, permitiria a compensação dos créditos apenas sobre a componente de energia da TE;
Existem ainda outras 4 alternativas intermediárias, conforme figura.
Seguindo na avaliação das mudanças, a ANEEL lançou a Audiência Pública (AP) 001/2019 –publicada no Diário Oficial em 23/01/2019. Não há deliberação final até o momento, mas há um direcionador explicado a seguir:
Pelo disposto na Análise de Impacto (AIR) n.4/2018-SRD/SCG/SMA, a ANEEL está inclinada – conforme item 151 do documento – a conduzir um faseamento da mudança de regra para a modalidade Autoconsumo Remoto.
Fases: as mudanças ocorreriam a partir de 2020, quando fossem atingidos limites de GD Remota para a distribuidora onde o consumidor se localiza. Esse limite seria de primeiramente de 1,25 GW no país, proporcionalizado para cada distribuidora conforme o tamanho do mercado de energia na baixa tensão. A segunda mudança aconteceria quando fosse atingida potência local equivalente à potência nacional de 2,13 GW.
Ou seja, há o seguinte direcionamento (não definitivo):
- GD dentro de 2019: permanece a regra vigente por 25 anos;
- GD a partir de 2020, até atingir 1,25 GW: regra vigente por 10 anos, e após aplicação do cenário Alternativa 3 (cobrança do Fio A, Fio B e Encargos);
- GD após atingir 1,25 GW, e até 2,13 GW: aplicação imediata do cenário Alternativa 1 (cobrança só de Fio B) por 10 anos, e após aplicação do cenário Alternativa 3 (cobrança do Fio A, Fio B e Encargos);
- Instalação após atingir 2,13 GW: aplicação imediata do cenário Alternativa 3 (cobrança do Fio A, Fio B e Encargos);
O impacto negativo na compensação de créditos para a Geração Distribuída Remota, caso esse direcionamento venha a se confirmar, ainda está sendo dimensionado pelo mercado.
Estimativas iniciais apontam que a implantação da Alternativa 1 vai permitir a compensação da energia elétrica apenas sobre 72% da tarifa B3; e a implantação da Alternativa 3, apenas sobre 59%. Ou seja, por essas estimativas, serão perdidos (financeiramente) entre 28% e 41% dos créditos de energia elétrica injetados como excedente nas redes das distribuidoras.
Portanto, de modo geral, devido às alterações normativas, sugerimos para nossos clientes atuação, ainda dentro do primeiro semestre de 2019, com o objetivo de obter maior benefício financeiro com a implementação da geração distribuída.
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