Tecnologias de Smart Grid no Brasil: avanços regulatórios e
institucionais
*Cyro Vicente Boccuzzi
Introdução
Segundo pesquisa conduzida pela Academia de Engenharia dos
Estados Unidos junto às maiores personalidades científicas
mundiais, a eletrificação massiva das cidades foi a obra suprema de
engenharia do século XX, pelo grande impacto que proporcionou na
qualidade de vida das pessoas e no progresso científico e
tecnológico da humanidade.
A energia atualmente é normalmente produzida ou gerada longe
dos grandes centros, e transmitida em alta voltagem até as cidades,
onde é rebaixada para voltagem intermediária e conduzida, no alto
dos postes ou em redes subterrâneas, pelas ruas, onde, junto aos
consumidores finais, transformadores novamente reduzem para a
voltagem que utilizamos em nossas casas.
Toda a prestação do serviço envolve a necessidade de
deslocamento de equipes para a prestação dos serviços: se um
cliente está sem luz, a empresa precisa mandar um caminhão até a
sua casa para consertar o defeito. Se o cliente não pagou a sua
conta, a empresa também precisa mandar um caminhão até a casa
para interromper o serviço. A grande maioria das atividades das
empresas de eletricidade ainda hoje, mais do que em outros
setores, envolve a necessidade de deslocamento de pessoas e de
períodos de tempo consideravelmente elevados para a execução
das atividades. Isto é verdade desde a leitura de medidores (feita
somente uma vez por mês para cada cliente), até a normalização do
serviço após uma grande tempestade, como explicado
anteriormente. A necessidade de deslocamento de veículos e
pessoas para cada atendimento é incompatível com a atual
demanda dos serviços pela sociedade digital, que trabalha em
tempo real.
Em resumo, apesar do grande impacto que proporcionou, na
transformação e no conforto da sociedade moderna, o serviço de
eletricidade ainda não se beneficiou do espantoso avanço
tecnológico que proporcionou a esta mesma sociedade.
Smart Grid ou Redes Inteligentes, em português, são nomes
genéricos e populares dados a uma cesta de tecnologias que estão
disponíveis para modernizar e aprimorar os serviços de eletricidade
que atualmente são prestados pelas empresas de energia do
mundo. Estas tecnologias abrangem a incorporação de
componentes de sensoriamento (ou monitoramento, ou medição),
de telecomunicações e de capacidade de processamento
(tecnologia de informação) nos ativos de energia.
Estas tecnologias permitirão uma série de funcionalidades bastante
variadas, hoje não disponíveis para a grande maioria das pessoas
do mundo, tais como:
- equipamentos mais eficientes e inteligentes, que consomem
muito menos energia que os atuais, diminuindo a quantia de
energia gasta para fazer as mesmas atividades. Exemplo disso são
as lâmpadas de LED, que chegam a consumir até 5 vezes menos que
as eletrônicas compactas, que por sua vez já substituíram as antigas
lâmpadas incandescentes, consumindo até 4 vezes menos energia
para o mesmo iluminamento;
- medição eletrônica nas casas e possibilidade de uso de tarifas
diferenciadas, como a pré paga, com planos adequados a cada
realidade de consumo, com custos que variam ao longo do ano e do
dia;
- possibilidade de sincronização dos eletrodomésticos com estes
sinais tarifários, por exemplo, bloqueando determinados usos ou
equipamentos em determinados horários;
- geração e armazenamento de energia dentro das próprias casas,
com o uso de gás, etanol, biodiesel, mini turbinas eólicas ou de
células foto voltaicas, podendo ser a produção e o uso desta
energia otimizada entre os consumidores de um mesmo quarteirão
ou bairro;
- veículos elétricos, muito menos poluentes, mais eficientes
energeticamente e mais silenciosos, poderão armazenar também
quantidade de energia suficiente para abastecer parcialmente as
residências nos horários mais críticos, quando não se dispõe de
vento ou sol.
Em vários países do mundo, como os Estados Unidos, Canadá,
Austrália, Inglaterra, Espanha, Itália, Suécia, Alemanha, Japão,
China, Coréia, entre outros, estas redes modernas, com inteligência
embutida, estão sendo implementadas com suporte e visão
estratégica dos Governos, que compreendem que Energia é um
bem fundamental e imprescindível para o conforto e a segurança
da sociedade moderna.
O Fórum Latino Americano de Smart Grid
O Fórum Latino Americano de Smart Grid foi criado em 2008 como
uma iniciativa pioneira, com o objetivo de avaliar como as novas
tecnologias de energia podem trazer benefícios à sociedade Latino-
americana, através da troca periódica e sistemática de informações
com profissionais de outras regiões do mundo, que já haviam
iniciado projetos nessa área.
O foco do Fórum é articulação e síntese institucional sobre essas
tecnologias, e a avaliação estruturada sobre seu impacto,
benefícios e custos. A abordagem adotada é guiada por valor mais
do que exclusivamente por tecnologia, ou seja, o Fórum busca
trabalhar a questão do valor que as tecnologias relacionadas às
redes inteligentes de energia ou Smart Grid possam trazer aos
países da América Latina. O Fórum procura atuar em colaboração
com outras iniciativas similares ao redor do mundo, uma vez que
estas tecnologias estão em desenvolvimento dentro de uma visão
globalizada, diferenciando-se, porem, em sua aplicação, que deve
ser adaptada à realidade de cada região ou país.
O Fórum é um veículo neutro, independente e inclusivo para
mobilizar a mais ampla matriz de interessados possível, ou seja, não
pretende ser mais uma associação que promove debates e estudos
sobre as tecnologias de Smart Grid. O Fórum é uma iniciativa que
busca trazer todas as associações já existentes, representativas dos
diversos grupos interessados, como reguladores, formuladores de
políticas públicas, agentes do mercado financeiro, consumidores e
entidades representativas e empresas provedoras de soluções na
área de energia, congraçando profissionais que militam em todos
os grupos interessados, bem como profissionais independentes e
cidadãos comuns, para que seja possível compartilhar diferentes
visões e discutir como essas tecnologias podem aprimorar as
condições de conforto, segurança e acesso à energia de qualidade,
com preços adequados, para a sociedade Latino Americana.
O Fórum, por ser uma iniciativa, não cobra taxas de seus
interessados: as reuniões e o site (www.smartgrid.com.br) são
mantidos pela realização de uma Conferência Internacional anual,
que já passou a fazer parte do circuito mundial de Conferências
sobre o tema, e que em 2012 a sua 5ª edição estará sendo realizada
nos dias 27 a 29 de novembro de 2012, em São Paulo, Brasil. Pela
5º ano consecutivo, portanto, o Fórum estará trazendo os maiores
expoentes, autoridades e líderes de aplicação dos estudos da
implantação do Smart Grid no mundo, para debater a aplicação
destas tecnologias na América Latina.
O Fórum realiza um grande esforço de mobilização e articulação de
uma ampla base institucional, contando com amplo apoio, sem
envolver aporte de recursos pelo Governo ou de entidades
apoiadoras. A Conferência anual financia as atividades do Fórum e
permite que o mesmo possa se manter atuante e acompanhar
evoluções relevantes na área, pelo contato com as várias entidades
locais e internacionais, desenvolvendo vigilância tecnológica que
permita trazer para a Conferência anual a nata da experiência
mundial existente no tema. Para disso, o Fórum possui um
Conselho Consultivo que atua e apóia agentes do setor e entidades
normativas e reguladoras. No evento de 2011, por exemplo, o
Fórum contou com o apoio institucional da ANEEL, da ANATEL e do
INMETRO, que são entidades oficiais e tiveram executivos
participando. O Fórum também contou com o apoio da ABRADEE,
que é a associação das empresas de distribuição de energia no
Brasil, que atualmente conduz P&D estratégico sobre o tema.
O Fórum possui adicionalmente apoiadores e colaboradores
internacionais, como, por exemplo, a ADEERA, que é a associação
de distribuidores da Argentina, a CIER, que é o Comitê de
Integração Elétrica Regional, que congrega todos os países da
América do Sul e Central. Entre os apoiadores internacionais
destacam-se também: o Edson Electric Institute, que é uma
entidade associativa de empresas de energia, com atuação em todo
o mundo, sediada nos Estados Unidos; o IEEE, que é a maior
entidade profissional do mundo, congregando Engenheiros
Elétricos e Eletrônicos; o JSCA, que é a Associação de Smart Grid no
Japão e, finalmente, o Smart Grid Austrália, entidade congênere
naquele país. O Fórum Latino Americano de Smart Grid é a
entidade com a mais ampla base de apoio internacional da nossa
região.
Finalmente, mas não menos importante, a Conferência possui
patrocinadores que participam da Exposição de tecnologias
associada ao evento, que são empresas que possuem produtos,
serviços, expertise e soluções no tema, e que, em ultima estância,
possuem uma participação essencial para a viabilização econômica
do evento, proporcionando a vinda dos mais relevantes líderes
mundiais na área.
Muitos avanços no Brasil nos últimos 5 anos, mas ainda sem
políticas governamentais
Desde a criação do Fórum e a realização do evento pioneiro em
2008 houve muitos avanços nos últimos cinco anos, especialmente
no Brasil.
A ANEEL tem adotado postura extremamente progressista na
regulamentação de tecnologias na área, conduzindo ações
intimamente relacionadas ao tema, como: a discussão sobre
padronização de medidores eletrônicos; a regulação na exploração
de serviços de Telecom pelas empresas de eletricidade; a revisão
completa da estrutura de tarifas; a definição de regulamentos para
a conexão de microgeração às redes publicas de energia; o
aprimoramento de regras para as revisões periódicas das tarifas das
distribuidoras de energia, agora no 3º ciclo.
Todas estas novas disposições regulamentares tem sido conduzidas,
entretanto, sem o direcionamento de uma Política Energética
Nacional, que atualmente tem como foco principal o crescimento
da oferta ou a EXPANSÃO dos sistemas. No Brasil, diferentemente
do resto do mundo, a promoção de Eficiência Energética está em
uma segunda prioridade, pois ainda existe um relevante espaço
para crescimento do consumo individual dos clientes,
especialmente residenciais, na medida em que ocorre a melhoria
de renda da população. O consumo residencial médio no Brasil é de
cerca de 150 kWh/mês enquanto que na Europa os lares
consomem, em média, 800 kWh/mês e, nos Estados Unidos, cerca
de 1.100 kWh/mês: guardadas as diferenças climáticas que podem
justificar parte desta diferença, ainda há muito espaço para
crescimento de conforto nos lares brasileiros.
Adicionalmente, deve-se considerar que a experiência do
racionamento de energia havido em grande parte do país em 2001,
quando as pessoas e empresas tiveram que reduzir forçosamente
seu consumo, aliado a um grande potencial hidráulico (e eólico, de
biomassa, solar, etc.) inexplorado, explicam em grande parte o
atual e quase exclusivo foco da política governamental na expansão
da oferta de energia.
Por outro lado, a pouca prioridade na busca de eficiência
energética pode ser entendida pelo fato da nossa matriz elétrica já
ser enormemente mais limpa que o resto do mundo, aonde cerca
de 85% da eletricidade já vem de fontes renováveis, principalmente
hidráulica e biomassa, enquanto no resto do mundo os países
buscam reduzir emissões de combustíveis fósseis e a todo custo
transformar sua matriz.
Entretanto, no Brasil as perdas totais montam em torno de 17% da
energia gerada, enquanto que na Europa e Estados Unidos este
mesmo índice chega a 7 e 8%, respectivamente. Em grande parte,
há oportunidade de redução significativa de perdas comerciais,
devidas ao furto e à fraude na medição de energia, que consiste na
forma mais elementar de busca de eficiência energética. Entretanto,
no balanço de direitos e deveres dos clientes, as distribuidoras
saem enfraquecidas nas ferramentas de combate a esta ineficiência,
pois isto gera desgaste político e deveria ser suportado por um
sério programa apoiado pelo Governo Federal, desdobrado em
ações efetivas nos níveis estaduais e municipais. O furto e o
desperdício de energia andam de mãos dadas, e a oportunidade e
os benefícios na recuperação de perdas podem efetivamente
proporcionar tarifas mais baixas no curto prazo e amenizar a
velocidade de construção de novas usinas e empreendimentos,
consequentemente reduzindo também impactos ambientais.
O Brasil tem excelentes exemplos de programas bem sucedidos nos
serviços públicos conduzidos com adequadas políticas
governamentais, como, por exemplo, na área de Telecomunicações,
que teve grande progresso nos últimos anos através do advento da
tecnologia celular, onde o serviço pré-pago trouxe disponibilidade
de serviços acessíveis às camadas menos favorecidas, ao mesmo
tempo completos, inclusivos e populares. Outros exemplos, na
própria área de energia, são a liderança do país em pesquisas e
produção de bio–combustíveis, em enriquecimento de urânio e,
mais recentemente, na prospecção de petróleo em águas
profundas, que resultaram na descoberta de significativas reservas
de óleo e gás.
Da mesma forma que os exemplos citados, com respeito ao smart
grid, são necessárias políticas governamentais que orientem a
regulação, e que ainda não estavam sendo construídas até o final
do ano passado. A Conferência organizada pelo Fórum em 2011
debateu em profundidade estas questões, lançando a discussão
sobre os rumos da política energética focada apenas em
crescimento até então: O Desafio entre crescer ou modernizar foi
o tema principal da Conferência organizada pelo Fórum em 2011.
Apenas no inicio de 2012 o Governo Brasileiro iniciou ação
integrada sobre o tema, integrando vários ministérios como o MCTI
– Ciência, tecnologia e Inovação; MME – Minas e Energia; MDIC –
Indústria e Comércio; IPEA - Instituto de Pesquisa Econômica
Aplicada; ABDI – Agencia Brasileira de Desenvolvimento Industrial,
e outras entidades governamentais e setoriais, como a própria
ANEEL, a EPE – Empresa de Pesquisa Energética e o ONS –
Operador Nacional do Sistema. A coordenação no âmbito
governamental deverá ser realizada através da Casa Civil da
Presidência da República.
A ANEEL ainda não foi orientada para iniciar o desacoplamento das
tarifas das distribuidoras do volume de vendas, criando incentivos
reais para que as próprias empresas modernizem seus serviços e
adotem estratégias efetivas de promoção do uso eficiente de
energia. Sem o desacoplamento das tarifas, os esforços de
eficiência energética e de modernização dos serviços das empresas
de distribuição serão bastante limitados.
Mas enquanto o governo não define suas políticas de incentivo e o
regulador não adota o desacoplamento das tarifas, a quase
totalidade das empresas está, silenciosamente: implementando
novas plataformas de TI; reforçando estruturas de telecomunicação
próprias e contratadas; avançando em outras frentes,
principalmente em automação, que teve um grande impulso em
2010/ 2011, após graves críticas da sociedade aos serviços
prestados pelas distribuidoras a uma clientela cada vez mais
dependente de energia: implantando pilotos para cobrir diferentes
funcionalidades e estimar benefícios das tecnologias de smart grids;
implantando as primeiras (muitas) cidades inteligentes, em várias
regiões do país...
Todas as concessionárias, em maior ou menor grau estão
atualmente estudando e incluindo as tecnologias de smart grid em
seus planos normais, de forma silenciosa. Para as empresas, apesar
dos incentivos insuficientes, é também fundamental MODERNIZAR,
como forma de acompanhar uma maior e crescente complexidade
da regulação. Há poucos anos as empresas eram avaliadas por
poucos indicadores coletivos, como o DEC – Duração Equivalente
de Interrupção, o FEC – Frequência Equivalente de Interrupção e o
TMA- tempo médio de atendimento. Atualmente, além dos
indicadores agregados, existe mais de duas dezenas de indicadores
de variadas naturezas, que individualmente podem ensejar multas
consideráveis caso não sejam observados. Os sistemas legados
impossibilitam o atendimento a esta complexidade crescente de
regulação, que crescentemente demanda sistemas de gestão
também mais complexos e integrados – a motivação atual,
entretanto, e infelizmente, está quase que exclusivamente calcada
em redução de resultados, tarifas e aplicação de multas pelos
reguladores, em vez de incentivos pró-ativos para as empresas
aprimorarem seus serviços.
Breve histórico sobre as mudanças na legislação Brasileira para o
Smart Grid
Como já mencionado, foram muitas as iniciativas da ANEEL no
sentido de aprimorar procedimentos regulatórios que
considerassem as novas tecnologias de smart grid, mesmo sem a
necessária retaguarda de uma Política Nacional.
Em março de 2009 a Agencia lançou a consulta pública sobre
medição eletrônica adotando uma sistemática inovadora de
regulação, onde primeiramente formulou uma consulta aberta aos
agentes interessados, solicitando contribuições nessa área, para
somente depois, com base neste levantamento, colocar em
discussão uma minuta de Resolução, que ainda se encontra em fase
de publicação, provavelmente aguardando resultados dos estudos
de P&D estratégico encomendados pela própria agencia, em
desenvolvimento pelo Instituto ABRADEE.
Posteriormente, em agosto de 2009, foi publicada a
Regulamentação da Transmissão de dados pela rede elétrica das
empresas de energia, onde a Agencia definiu que a exploração de
serviços nesta área deve ser feita por empresa de Telecom, e parte
relevante das receitas potencialmente auferidas pelas
distribuidoras nesta área deveria ser revertida a favor da
modicidade tarifária, ou seja, os clientes de eletricidade não podem
financiar os serviços de outras áreas. A mesma resolução autorizou,
entretanto, o uso desta infra-estrutura para a operação dos
próprios serviços de eletricidade.
Posteriormente, em abril de 2010, foi constituído um Grupo de
Trabalho pela Portaria 440/2010, publicada pelo MME,
estabelecendo que em seis meses seria definida uma Política para o
desenvolvimento de smart grids no Brasil. Este trabalho ensejou
grande mobilização e muitas viagens ao exterior, mas até o Grupo
de Trabalho ainda não publicou nenhuma conclusão ou
recomendação.
Em 2010 a ANEEL publicou a chamada publica numero 11, para o
desenvolvimento de um P&D estratégico, que também em 6 meses
deveria estabelecer um política Pública para o desenvolvimento das
Redes Inteligentes no Brasil. Este P&D iniciou-se cerca de seis
meses depois, no início de 2011, sob a coordenação do Instituto
ABRADEE e com a participação de Centros de Pesquisa,
Universidades, Consultorias e inicialmente foi concluído em
dezembro de 2011, devendo gerar a publicação de dois livros a
respeito do tema. No final, o projeto ofereceu algumas
recomendações genéricas e apresentou alguns cenários de possível
penetração destas tecnologias, bem como estimou potenciais
benefícios dentro de cada um destes cenários. Entretanto, dentro
dos resultados que foram obtidos, o trabalho é mais rico em
aprendizado coletivo e mapeamento tecnológico e funcional, do
que propriamente em recomendações objetivas de efetivas
políticas públicas. A pedido da própria ANEEL, este estudo deverá
ter seus cenários mais aprofundados durante o ano de 2012 e
deverá servir de ponto de partida para os esforços de Governo e
multiministeriais que agora se iniciam.
Em paralelo a estes esforços, outros quatro temas serão avaliados
em mais detalhes a seguir: a alteração Metodológica da Estrutura
Tarifária; a Regulação sobre pré-pagamento; a Geração Distribuída
em pequena escala (Resolução 482/2012) e a metodologia do 3º.
Ciclo de revisão tarifária das distribuidoras.
Alteração Metodológica da Estrutura Tarifária
Desde 2008, em um estudo que vem sendo desenvolvido em cinco
etapas, também na forma de um P&D estratégico, a ANEEL esteve
realizando a reavaliação de toda a estrutura tarifária empregada no
Brasil, que havia sido desenvolvida com base em custos marginais,
na década de 90. Esta revisão abrange tanto as tarifas na vertical
(custos referentes ao fornecimento em cada nível de tensão), como
na horizontal (custos de fornecimento nas várias horas do dia).
Estes estudos resultaram em uma proposta que promoverá uma
redução significativa dos sinais ponta em relação aos de fora de
ponta para os grandes consumidores de energia, supridos em alta-
tensão, dos chamados sub-grupos A4, A3 e A2. Esta redução na
tarifa de usos do sistema de distribuição - TUSD no horário de
demanda de ponta, quando o sistema é forçado a novos
investimentos de expansão, e provocará simultaneamente um
aumento na TUSD da demanda fora de ponta, quando
teoricamente o sistema possui disponibilidade para o fornecimento
a custos menores. O possível impacto, em relação às tarifas hoje
vigentes, será um menor incentivo à modulação de demanda para
os grandes clientes e um significativo aumento das tarifas dos
consumidores supridos em baixa tensão a médio e curto prazo.
Estes efeitos trazem à consideração a pergunta inevitável sobre a
base econômica e a política de alocação de custos entre os
consumidores das várias classes de tensão e entre os vários
horários do dia: a base econômica para esta mudança foi realmente
bem avaliada?
As novas bandeiras tarifárias
Na nova estrutura tarifária foram criadas as chamadas bandeiras
tarifarias, com sinalização vermelha, amarela e verde, com o
objetivo de permitir um melhor espelhamento do preço do
mercado de energia no mercado livre, o PLD - Preço de Liquidação
das Diferenças, que reflete a disponibilidade e conseqüentemente
o custo da geração de energia.
Em tempos de mudanças climáticas e substituindo os
tradicionalmente conhecidos sinais tarifários, caracterizados pelos
períodos seco (outono e inverno) e úmido (primavera e verão),
onde os reservatórios das usinas hidrelétricas proporcionavam
menor ou maior conforto de abastecimento, as bandeiras vão
espelhar como um semáforo os níveis de disponibilidade de
energia: a verde, energia disponível em condições adequadas, a
amarela, onde pode haver risco de escassez no médio prazo e a
vermelha, nos meses onde não há disponibilidade de água nos
reservatórios e as fontes térmicas, mais poluentes e de maior custo,
devem ser acionadas.
Entretanto, os valores incrementais tarifa vermelha e amarela
foram pré-definidos em níveis fixos, respectivamente, com
acréscimo de R$30,00/MWh e de R$ 15,00/MWh em relação à
verde. Novamente a pergunta fundamental que se apresenta é se
esses valores econômicos pré definidos realmente se justificam em
uma base econômica, como um único sinal para um país como o
Brasil, com dimensões continentais e grandes diferenças regionais.
Ou seja, qual a base econômica da análise?
As Modalidades Tarifárias de baixa tensão – a chegada da tarifa
branca
Uma outra grande mudança é a criação da tarifa branca na baixa
tensão, também monômia como a atualmente utilizada, ou seja, só
com custo por consumo - KWh e não com custo por demanda - KW,
como as tarifas vigentes para os clientes da alta–tensão. Passarão a
existir duas modalidades tarifarias:
• A atual, com um único preço por KWh sem distinção de
horário.
• A Tarifa Branca, também monômia, com 3 preços em R$/KWh,
com 3 postos tarifários, detalhados a seguir:
• Ponta – período de 3 horas consecutivas diárias com
exceção aos sábados, domingos e feriados nacionais.
Esta Ponta é diferente para cada concessionária,
dependendo de vários fatores ligados à região e
mercado atendido.
• Intermediaria – Período formado pela hora
imediatamente anterior e pela hora imediatamente
posterior ao período de ponta, totalizando 2 horas por
dia.
• Fora Ponta – Período composto pelas 19 horas
complementares aos períodos de Ponta e Intermediário,
bem como aos sábados, domingos e feriados.
Novamente, depois de publicada a nova estrutura, os impactos
econômicos desta alteração ainda são desconhecidos. A
regulamentação inicial previu início de um período de testes em
2013, sendo que a nova tarifa tem previsão de entrar em vigor a
partir de 2014.
No caso do Brasil, a regulamentação novamente pré-definiu uma
série de fatores, para todo o país:
• Relação de preços Ponta/Fora Ponta: 5 vezes o Fora de
Ponta
• Relação de preços Intermediário/Fora Ponta: 3 vezes o Fora
de Ponta
• Relação entre tarifa Fora Ponta Branca e Convencional: será
estabelecida na Revisão Tarifária de cada empresa
• Duração e Relações: cada concessionária poderá propor
alterações
A adoção de tarifas que sinalizem aos clientes os diferentes custos
de fornecimento é sem dúvida um grande avanço, mas nos países e
regiões onde já foram implantadas, normalmente são feitas
avaliações e estudos prévios de elasticidade, preço e reposta à
demanda. Estas respostas a preços variam enormemente de região
para região em razão de hábitos culturais, renda, temperatura
média, e uma série de fatores. Dada a grande diversidade existente
entre as regiões do país, seria interessante rever estes patamares
fixos de relação entre as demandas de ponta, intermediária e fora
de ponta.
Alem disso, cabem algumas considerações finais sobre a nova tarifa
branca. A ANEEL definiu que a nova tarifa branca será obrigatória
para clientes com consumo acima de 500 KWh por mês, mas
facultativa ou ”opt in” para os clientes acima de 200 KWh/mês, ou
seja, só será aplicada pelos clientes que desejarem modular suas
cargas e seu uso. Isso, na prática, traz quebra de isonomia e um
potencial desestimulo para que uma massa significativa de clientes
gerencie seu consumo. Somente aqueles que visualizarem
oportunidade econômica o farão, privilegiando benefício pessoal
em detrimento do benefício sistêmico: os potenciais benefícios de
um maior uso otimizado do sistema existente não serão auferidos,
pois só irão aderir a esta tarifa os clientes que podem facilmente
modular e se beneficiar com isso. Além disso, devemos lembrar que
parte do estímulo à modulação, existente nas atuais tarifas dos
grandes clientes, também está sendo modificado.
Todas estas mudanças implicam em padronizar e viabilizar a
homologação de toda a nova geração de medidores, o que ainda
não ocorreu. Após a publicação das funcionalidades mínimas, todos
os fabricantes deverão ter seus equipamentos e protótipos
certificados pelo INMETRO, não só em hardware, mas também em
software, o que demandará tempo e investimentos da indústria.
As Distribuidoras terão que também preparar seus sistemas
computacionais para as novas regras e fazer investimentos
significativos na substituição de medidores e sistemas associados.
Além disso, terão ao longo do tempo maiores custos e
complexidade de gestão, e riscos de perda de receita em médio
prazo, pois no mercado de varejo somente deverão aderir ao novo
sistema os clientes que puderem reduzir suas contas. Neste
particular, as perdas devidas à fraude na medição devem ser ponto
de especial atenção das empresas, pois certamente os medidores
eletrônicos e as novas tarifas trarão novas modalidades de fraude,
agora mais sofisticadas e feitas apenas em determinados horários,
na “modulação” das tarifas de maior custo.
O pré-pagamento – ainda sem definição
Enquanto a regulação segue ampliando novas regras que
demandam alterações custosas e sofisticadas, o Brasil segue
deixando pra trás ferramentas e soluções importantes, como a
tecnologia de pré-pagamento.
Somente em setembro de 2011 o tema, adormecido durante
muitos anos, começou a ser recolocado na pauta da regulação, em
um seminário realizado pela ANEEL, trazendo experiências
internacionais. O pré-pagamento de energia é uma modalidade
antiga, já testada e aprovada em várias concessionárias no Brasil.
O sistema é apreciado tanto pelos clientes que já o
experimentaram, e também pelas concessionárias. Não somente se
aplica a clientes de baixa-renda ou com histórico de inadimplência:
existem implementações desde a década de 90, no Brasil, com alto
nível de aceitação entre clientes de média e alta renda e
concessionárias.
A modalidade de pré-pagamento promove adicionalmente a
eficiência energética, pois é simples e flexível de usar e sinaliza ao
cliente a velocidade de seu uso e a situação do seu consumo, de
forma similar à de um medidor de combustível existente em todos
os nossos veículos.
Já em larga utilização em vários países na América Latina, a ANEEL
autorizou recentemente a realização de novos testes em algumas
concessionárias, mas deveria pensar em antecipar rapidamente a
implementação em larga escala deste sistema no Brasil, pois é
inaceitável que o tema siga sem regulamentação, apesar da
experiência internacional e do amplo consenso de ser oportuno e
adequado à realidade do país.
Um marco histórico recente – a regulamentação da geração
distribuída de pequeno porte
Conservador ao extremo no pré-pagamento e progressista em
outros temas, o Brasil escreve seu nome como pioneiro na
regulamentação da geração distribuída de pequeno porte,
abrangendo instalações hidráulicas, eólicas, solares, sempre
renováveis, com até 1MW.
A chamada micro-geração é uma unidade de até 100 KW e é
conectada diretamente na unidade consumidora no sistema de
distribuição; a mini-geração é uma unidade de 100 a 1000 KW (1
MW), também conectada na unidade consumidora.
Os consumidores de energia poderão de forma facilitada construir
suas próprias instalações geração de energia para suprir parte ou o
todo de seu consumo, mantendo a conexão com a distribuidora
para receber da rede pública o serviço de energia quando do não
funcionamento ou do funcionamento parcial de seu gerador.
Havendo excesso de geração, estes kWh excedentes poderão ser
injetados no sistema da distribuidora de energia, e serem utilizados
para suprir outros clientes.
Para promover e incentivar o uso dessas modalidades, a ANEEL
criou o chamado sistema de compensação, chamado de “Net
Metering”, ou seja, a medição líquida de balanço entre os kWh
fornecidos pelo sistema publico da Distribuidora e os kWh
excedentes, fornecidos pela geração de pequeno porte ao sistema
público, para fornecimento a outros clientes.
A Resolução 482/2012, aprovada em 17/04/2012, representa um
marco histórico no setor de energia brasileiro – é a entrada
definitiva do Brasil na tecnologia energética do século 21 e o início
do fim do mercado cativo de energia.
A partir de 19/04/2012 as concessionárias terão 240 dias para
definir regras, adequar seus sistemas comerciais e elaborar as
normas para a aprovação, controle e operação destas usinas em
pequena escala após publicação da Resolução. A conexão será
direta ao sistema de baixa ou média tensão e a adesão será feita
por opção do cliente.
Alem disso, quem optar pela geração de energia de fonte solar terá
adicionalmente um desconto de 80% para os primeiros dez anos de
operação, nas tarifas de uso dos sistemas elétricos, incidindo na
produção e no consumo da energia comercializada.
O sistema de compensação é bastante simples, sempre vai ser
cobrado do cliente o liquido entre o consumido da rede publica e o
excedente gerado e o fornecido ao sistema de distribuição publico.
Será cobrada, no mínimo, uma tarifa de custo de disponibilidade,
ou de demanda contratada. Quando existe o excedente, ainda
assim é cobrada a tarifa mínima de disponibilidade ou demanda, e
a compensação desse excedente pode ser dar em outros horários,
respeitadas as relações de custos horários (ponta e fora de ponta)
na mesma unidade consumidora, ou pode ser consumida também
no mês subsequente, por 36 meses, ou em outras unidades do
mesmo consumidor.
Eventuais custos de adequação do sistema para viabilizar o
atendimento serão de responsabilidade do consumidor interessado,
além da diferença do custo do net metering e do medidor
convencional. A Distribuidora será também responsável pela
operação, manutenção, eventuais substituições e adequações.
A adequação da rede, quando necessária, será de responsabilidade
da distribuidora, dentro do prazo de vistoria, e em 82 dias para a
micro-geração e em 112 dias para a mini-geração, o cliente deverá
estar ligado, conforme demonstrado a seguir:
• 30 dias para emissão do parecer de acesso, ou até 60 dias
caso haja necessidade de obras para implantação da mini GD
• 30 dias para vistoria após solicitação do consumidor
• 15 dias para entrega do relatório de vistoria e
• 07 dias para aprovação do ponto de conexão
O Sistema de Compensação de Energia regulamentado considera
apenas a troca de kWh entre o consumidor participante e a
distribuidora, não envolvendo qualquer circulação de valores
monetários. Por este motivo, a tributação dos créditos gerados pela
produção de energia própria ainda ficou para ser definida, pela
Secretaria da Receita Federal e pelas Secretarias de Fazenda
estaduais. Esse é um ponto que efetivamente pode comprometer a
aplicação pratica da nova regulamentação.
Esta nova regulamentação traz, na prática, necessidade de
adequação de procedimentos, sistemas e processos e também
novas preocupações para as distribuidoras, principalmente no que
diz respeito à remuneração adequada de seus sistemas e serviços,
que deverá ser apenas garantida pelo custo de disponibilidade.
Caso a remuneração não seja adequada, poderá haver um possível
ônus adicional aos consumidores, como já com certeza deve
ocorrer no caso da TUSD que deixará de ser recolhida em razão do
desconto nos empreendimentos de fontes de origem solar
fotovoltaica.
Além disso, por se tratar de tecnologias ainda em fase de
maturação e disseminação comercial, haverá uma difícil
previsibilidade e controle dos montantes que estarão sendo
instalados, e aqui também haverá uma necessidade de antecipação
de medidas para evitar um potencial aumento de fraudes e perdas
de natureza comercial, com consumidores alegando que seu
consumo decresceu em razão da instalação de fonte própria de
geração.
Soluções eficientes de armazenamento de energia estão em franco
desenvolvimento no mundo e estarão disponíveis em pouco tempo.
Isso tornará ainda mais atrativo o advento da geração individual em
escala residencial, pois o cliente poderá gerar energia durante o dia
para utilizar à noite, nos horários de maior custo, por exemplo, o
que deverá nos próximos anos tornar ainda mais restrito o mercado
cativo e mudará substancialmente o futuro papel das distribuidoras
de energia. As distribuidoras que hoje são a única supridora de
eletricidade nos mercados regulados, com a popularização da
micro-geração e do armazenamento de energia passarão a ser
apenas supridoras do excedente, devendo, entretanto, explorar
novos serviços de valor agregado e gestão, desde que a
regulamentação permita.
As importantes mudanças no 3º ciclo de revisão tarifaria
Finalmente, outras importantes mudanças estarão sendo
introduzidas no 3º ciclo de revisão tarifaria das distribuidoras de
energia, que afetarão diretamente as receitas das concessionárias e
consequentemente a sua capacidade de investimento.
Entre muitas mudanças importantes, para o escopo deste artigo
serão destacadas as seguintes:
- haverá a captura direta da qualidade do serviço prestado no fator
X – empresas que não estejam prestando um bom serviço, dentro
dos critérios definidos pelo regulador em cada caso, serão
penalizadas em até 1% das receitas autorizadas na parcela B, tendo
uma tarifa menor. De forma oposta, empresas que possuem índices
que não estejam alinhados com as expectativas da ANEEL e que
apresentem melhorias, poderão ter acesso a receitas aumentadas
em até 1% da parcela B. Ocorre, entretanto, que o ranking criado
pela ANEEL para a classificação das distribuidoras observa não
somente os índices apurados, mas também os limites julgados
apropriados pela própria Agência para cada empresa, que são
bastante questionados, por não serem estabelecidos por
metodologia reprodutível e comparável entre empresas. Além disso,
empresas que possuem desempenho muito melhor do que os
preconizados como limites pela ANEEL e que deteriorem estes
níveis atuais, serão penalizadas pela mesma regra, pois a Agencia
progressivamente irá reduzir estes limites.
- para o terceiro ciclo ocorreu o congelamento da empresa de
referência, ou seja, os custos das empresas para a operação dos
serviços ficam congelados, enquanto as obrigações de contrato tem
crescido sistematicamente nos últimos anos, inclusive pela
introdução de novos índices a serem apurados, associados a multas
progressivas na ultrapassagem de limites.
- a adoção de benchmarks de excelência olhando o passado
coletivo das distribuidoras, em vez do futuro individual do mercado
e circunstâncias de cada empresa - a Agência passou a adotar
comparações entre as empresas prevendo custos adequados ao
futuro e isso modificou toda a lógica do negocio, pois os modelos
não são capazes de considerar o significativo aumento de
obrigações que sistematicamente vem sendo imputado às
empresas.
- a redução do WACC líquido de 9,95% para 7,5% - ou seja, a
rentabilidade autorizada para a remuneração do capital próprio das
empresas será reduzida, entre outros motivos, pelo entendimento
de que houve expressiva redução no risco país ( embora em função
da criatividade profícua de criação de novas regras e obrigações
possa na pratica, segundo o entendimento de muitos, não ter
reduzido o risco regulatório efetivo), e a ANEEL esta dando com isso
um sinal para a sociedade na busca de maior modicidade tarifaria.
- a captura de outras receitas também será destinada para a
modicidade tarifária, fato que desencoraja as empresas a buscar
outras receitas nos novos negócios decorrentes do smart grid, pois
estas outras receitas serão em 90% destinadas à modicidade
tarifaria. Aqui falta a sensibilidade de rever esta posição e iniciar o
desacoplamento das tarifas, para que as empresas possam realizar
a modernização de seus sistemas vislumbrando uma segurança
mínima de garantia de retorno e estabilidade de regras, contando
apenas com os riscos do próprio investimento em tecnologia, e com
a certeza regulatória da possibilidade de sua recuperação caso o
plano de negócios se revele promissor.
De todas estas regras, a redução significativa das receitas e
conseqüentemente da capacidade de endividamento e de
investimento necessária para viabilizar a transformação tecnológica,
e a redução de incentivos para a transformação do negócio com a
geração de outras receitas são barreiras muito fortes,
estabelecidas na regulação, que podem e que certamente
comprometerão a implantação das redes inteligentes no país, caso
não sejam revistas.
Quais os próximos passos , afinal, o que o Brasil precisa?
Entre as recomendações necessárias para o Brasil, a prioridade
numero um será a consideração das novas tecnologias de smart
grid no Planejamento Energético Nacional, buscando estabelecer
ESTRATÉGIAS de GOVERNO e uma VISÃO e COMPROMISSO de
longo prazo, envolvendo vários Ministérios, com a existência de um
patrocinador. Tomando exemplo do que ocorre em vários países
que elegeram a energia e o seu uso eficiente como prioridade
absoluta para a segurança, conforto e desenvolvimento, a
presidente Dilma Roussef, considerando seu passado como
profissional do setor de energia, deveria ser a grande mentora e
patrocinadora dessa visão.
Toda regulação decorrente desta estratégia governamental deve
ser precedida pela avaliação econômica dos impactos e a absoluta
transparência na alocação dos custos, responsabilidades,
oportunidades e benefícios ao longo da cadeia produtiva do setor,
fato que merece aprimoramentos e complementação em algumas
das regulamentações já publicadas, antes de sua efetivação.
Um dos alicerces para que a transformação e modernização
possam ocorrer é a estabilidade de regras e da regulação, para que
as empresas possam ter segurança do retorno dos investimentos
requeridos para a infra-estrutura, que são significativos em volume,
mas amortizados somente a longo prazo. Da mesma forma, caso o
Governo decida promover a transformação com investimentos
viabilizados pelas próprias empresas, deve haver incentivo para a
busca de novas receitas e serem também priorizados mecanismos
que promovam o desacoplamento entre vendas e receitas para que
as empresas passem a enxergar a eficiência energética, a
implementação da política governamental e as novas
oportunidades de negócio, sem o atual mercado cativo, como uma
questão de sobrevivência.
Finalizando, a própria Política e as Estratégias governamentais iriam
acabar por oferecer e adequar a capacidade de financiamento do
setor para a modernização.
Conclusões
Dentro de uma transformação tecnológica que é global, o Brasil
somente agora iniciou a formatação da necessária política de
governo para o setor, liderada de forma clara e inequívoca, de
forma interministerial. Esta política, entretanto, precisa ser ainda
definida e colocada em prática, com liderança efetiva e muita
comunicação aos agentes.
Enquanto isso, a ANEEL vem e deverá continuar buscando atuar
com modernidade e transparência, submetendo e implementando
resoluções progressistas à apreciação dos agentes, sendo que suas
ações deverão ao longo do tempo estar alinhadas e operacionalizar
a necessária política governamental.
Mesmo assim, o aumento sistemático de novas obrigações, ano a
ano, para as concessionárias, já está a requerer significativos
investimentos em tecnologia e gestão das empresas nos próximos
anos.
As regras do 3º ciclo trazem, entretanto, redução significativa da
receita e da capacidade de endividamento e investimento destas
empresas, bem como desestímulo à busca de novas receitas.
As mudanças já anunciadas na estrutura tarifária precisam ser
melhor avaliadas em termos de impacto econômico aos diferentes
segmentos de clientes e às concessionárias, numa visão de
equilíbrio econômico financeiro de longo prazo. A regulação da
micro geração traz, na pratica, o inicio do fim do fim do mercado
regulado para as distribuidoras e coloca o Brasil no século 21, mas
ao mesmo tempo questões tributárias importantes acabaram
ficando para definição posterior.
Muitas mudanças simultâneas deverão progressivamente entrar
em cena até 2014, o que traz a necessidade de melhor avaliação
conjunta dos impactos no setor e simultaneamente o inicio da
educação dos consumidores nestes temas.
A chegada do Smart Grid é inevitável e apenas questão de tempo:
precisamos nos preparar, criando o ambiente de regulação e os
modelos econômicos para sua viabilização sustentável.
Por esse motivo, o Fórum Latino Americano de Smart Grid
continuará cumprindo com seu importante papel de incluir agentes
nestes debates, com isenção, independência, neutralidade, inclusão
e diligência, oferecendo sua contribuição para a sociedade latino
americana, onde os agentes e a sociedade possam participar e
contribuir com a discussão sobre a modernização dos sistemas
atuais de eletricidade na medida em ela for técnica, econômica,
ambiental e socialmente justificável.
Sobre o autor
*CYRO VICENTE BOCCUZZI, fundou e Preside o Fórum Latino
Americano de Smart Grid e possui 30 anos de experiência no setor
de Energia participando do corpo diretivo de empresas e entidades
do setor, no Brasil e no exterior.