Neste site estão disponíveis todas as principais informações referentes ao PROJETO ESTRATÉGICO DE P&D - PROGRAMA BRASILEIRO DE REDES INTELIGENTES, executado em atendimento à Chamada nº 011/2010 da ANEEL, de julho de 2010, que teve como proponente a CEMIG Distribuição e foi apoiado por 36 concessionárias de distribuição e de geração de energia elétrica. O referido projeto destaca-se por ter sido o primeiro  desenvolvido no curto prazo (12 meses), no âmbito da ANEEL, tendo cumprido todo escopo inicial e cronograma dentro do prazo.

Os projetos piloto em desenvolvimento no Brasil e no exterior são frequentemente atualizados e podem ser acompanhados neste site, usando os links abaixo (no mapa do Brasil ou no Redes Inteligentes pelo Mundo).

Futuro da distribuição começa a se desenhar no presente - Canal Energia Especial

Próximo a alcançar a marca de 100 MW em geração distribuída, segmento estuda os caminhos para a iminente alteração do seu modelo de negócio

Fonte: Mauricio Godoi, da Agência CanalEnergia, de São Paulo, Reportagem Especial

O Brasil alcançará em breve a emblemática marca dos primeiros 100 MW em capacidade instalada de geração por meio de sistemas de micro e minigeração distribuída. De acordo com dados da Aneel esse volume está em 99,75 MW divididos em 8.875 usinas na sexta­feira, 10 de março. Esse volume era de 99,2 MW cinco dias atrás. O avanço dessa modalidade de geração é visto como a maior ameaça ao segmento de distribuição ao passo que as empresas veem a real possibilidade de redução de sua receita concentrada na Parcela B.

Por ser inexorável o avanço da tecnologia, as empresas se preparam para encarar uma mudança radical em seu modelo de negócio. A tendência é passar de uma distribuidora, para, em um determinado horizonte de tempo, ser uma prestadora de serviços e assim adaptar­se ao futuro, iniciando essa transição já no presente. Nem mesmo a perspectiva de abertura do mercado a todos os consumidores do país ­ alvo de dois projetos no legislativo, sendo um no Senado por meio do PLS 232/2016 e outro na Câmara com o PL 1.917/2015 – é vista com potencial de afetar o negócio das distribuidoras tanto quanto a geração distribuída. Isso porque estando no ACR ou no ACL a energia transita na rede de distribuição, pagando, consequentemente, TUSD, que concentra a maior parte da remuneração das concessionárias. Já com a GD parte da energia deixa de circular, mas não toda.

A consequência é uma dificuldade cada vez maior de planejamento e previsão de carga futura o que acaba por gerar incertezas sobre o comportamento da demanda e qualidade da energia que circula. Mas é aí que está a oportunidade para a renovação do negócio, a distribuidora pode aproveitar as novas necessidades do setor e reinventar­se, mas com foco na prestação de serviços e renovar sua atuação e relevância para toda a cadeia do setor elétrico.

A opinião do setor converge em dois pontos: o primeiro é que a tecnologia continuará avançando e chegará sim ao Brasil de forma massiva, apesar de não se ter uma previsão clara de quanto tempo demorará; e o segundo é que precisamos que a regulação venha na frente pavimentando esse caminho para que as empresas possam continuar a operar sem sobressaltos que possam ameaçar as operações no país.

De acordo com o presidente da Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica, Nelson Fonseca Leite, no longo prazo o avanço da geração distribuída tende a ser significativo para o negócio das concessionárias. E para evitar impactos mais profundos a regulação tem que atuar. O primeiro passo é a aprovação da tarifa binômia, onde tem que se procurar separar a tarifa do uso da rede da energia, pois quanto mais se posterga mais sistemas são inseridos na rede e maior o impacto para o setor. O segundo passo é o segmento não ficar com o risco de comercialização de energia ou ser remunerado por isso. “Mesmo com o mercado livre ainda será necessário termos a figura do provedor de energia de última instância para aqueles que não puderem ou que não optarem pelo ACL ou geração distribuída”, lembrou o executivo da Abradee. “Precisamos abordar de forma mais clara como ficam os riscos de inadimplência, perdas não técnicas, e ainda, os contratos das distribuidoras com os geradores que são utilizados como as garantias do BNDES para o financiamento dos empreendimentos de geração”, enumerou.

No geral, o presidente da entidade concorda que a tendência no futuro é de que as concessionárias devem deixar de ser uma operadora do sistema para atuar como prestadoras de serviços. E isso, ressaltou, não é uma exclusividade brasileira, é uma discussão mundial que se trava principalmente em países onde o mercado é mais aberto como Estados Unidos, Europa e Ásia, à exceção de países como China e Rússia. “No geral existem grandes discussões quanto ao papel das distribuidoras com o avanço da tecnologia e que inexoravelmente chegará ao Brasil”, comentou.

Nesse sentido, o regulador reconhece que há a necessidade de se avançar e formatar a base para o segmento poder se preparar para os próximos anos e décadas. O primeiro passo, destacou o diretor da Agência Nacional de Energia Elétrica, Tiago Barros, deverá começar já ao final desse ano com a perspectiva de início das discussões acerca da tarifação binômia, estimada para entrar em vigor em 2019. A meta é justamente aquela já apontada pela Abradee de separação da tarifa para quem aderir ao sistema a partir de 2019.

Em sua avaliação ainda há tempo de não se ver um impacto tão significativo da GD sobre as distribuidoras. Segundo Barros, o avanço da micro e minigeração está abaixo do cenário de referência traçado pela agência. “Hoje estamos com algo próximo a nove mil sistemas, no cenário de referência eram estimados 20 mil sistemas a esta altura de 2017, quando simulados em 2014. E assim ocorre com a potência envolvida, esperava-se hoje 300 MW, ou seja, estamos com apenas um terço do previsto”, afirmou. “Portanto, o avanço não foi tão rápido quanto o esperado, até porque veio em meio à
maior retração da economia que o país vivenciou, o que justifica esse atraso. Mas acredito com a economia retomando o rumo o passo será acelerado”, acrescentou.

Na opinião do diretor da Aneel, a atividade de distribuição vai mudar. Ele ressalta que essa alteração no modelo de negócio vai seguir no sentido de se atribuir um valor e preço para todos os serviços que a concessionária presta atualmente e que estão embutidos no âmbito da regulação de sua atividade atual. E assim, considera que a GD será uma aliada das concessionárias e não uma adversária. Ele disse acreditar ainda que as perspectivas de serviços possíveis de serem valorados com esses sistemas serão mais evidentes e podem, até mesmo ser mais rentáveis para a empresa do que o atual negócio delas.

Em sua visão a transição deverá ser rápida, pois o mercado é dinâmico. E com esse posicionamento, corroborou que é necessário que a regulação inicie a sua mudança. Respondendo ao questionamento da Abradee, o executivo da Aneel comentou que a regulação pode rever os contratos das distribuidoras, mas que isso não pode ser feito de forma unilateral. “Todos os elos devem sair felizes, nem sempre é possível, mas não há limite regulatório, o que não podemos é quebrar contratos. Agora se soubermos para onde ir podemos repactuar”, indicou. “A regulação tem que se antecipar às mudanças, temos que estar prontos quando esse futuro chegar, mas essas alterações serão implementadas de forma paulatina. Serão necessários ajustes de rotas sim, essas mudanças virão em blocos e aí podemos aplicar correções em uma ou outra que mostrar-se equivocada”, acrescentou.

Mapeamento

As maiores interessadas neste assunto, as distribuidoras, já mapearam as alternativas e perspectivas para esse futuro. Tanto que o discurso desse elo da cadeia com o que se viu pela associação que as representa e a posição do órgão regulador assemelham-se. Em geral, todas as consultadas veem as oportunidades que essa potencial – e iminente – mudança em seu modelo de negócio pode proporcionar. Desde que devidamente tratadas pela regulação do setor.

Na avaliação do presidente da CPFL Piratininga e CPFL Paulista, Carlos Zamboni Neto, as empresas de hoje precisam, em suas palavras “criar o futuro do setor hoje”. Esse posicionamento decorre justamente da certeza de que o momento será outro daqui a alguns anos. E criar o futuro, continuou, passa necessariamente pela alteração da regulação, que deve prever as necessidades que virão. “É muito ruim a demanda chegar primeiro e depois a regulação ter que correr atrás”, definiu. “E sabendo dessas necessidades os agentes têm que se antecipar e em conjunto com os elos da cadeia trabalhar e criar o conjunto de regras, isso traz mais segurança para saber o que acontecerá”, acrescentou.

Zamboni, que está à frente de distribuidoras que somam cerca de seis milhões de unidades consumidoras, destacou que a complexidade da rede aumentará com o avanço da tecnologia e da micro e minigeração distribuída. E enumerou questões que apresentarão nível de dificuldade mais elevado do que se tem que são a previsão de demanda com o crescimento do número de sistemas conectados, gestão da qualidade da energia que transita na rede, como fazer o planejamento para o mercado dali a cinco anos, entre outros.

 

Conhecer esse comportamento é o objetivo de duas iniciativas que as empresas do grupo colocaram em prática. A usina solar de Tanquinho com diferentes tecnologias de placas e o projeto de instalação de 100 sistemas em Barão Geraldo, próximo à sede do grupo. A importância dessas iniciativas, destacou, pode trazer repostas às incertezas que o futuro impõe nesse momento. “O negócio da distribuidora não ficará restrito ao fio, a partir do momento que a GD acontecer posso oferecer serviços, como garantir a qualidade da energia, contribuir com a gestão de consumo do cliente, e ainda, podem vir a mobilidade elétrica, que traz mais um grau de incerteza quanto à demanda de carregamento pelos clientes, bem como, a infraestrutura para se atender esse consumidor”, exemplificou Zamboni.

No Brasil meridional a percepção é a mesma. Segundo o diretor de distribuição da CEEED, concessionária que atende a 1,6 milhão de unidades consumidoras no Rio Grande do Sul, Julio Hofer, em um futuro não muito distante o mercado brasileiro deverá seguir o que já é realidade em outros países, a liberdade de escolher o seu fornecedor de energia, enquanto a distribuidora ficará com a responsabilidade de prestar serviços não somente de fio. Nesse âmbito, o executivo elencou possibilidade de atender com serviços para garantia de estabilidade e qualidade da rede. Em mobilidade elétrica as dúvidas ainda passam pela responsabilidade de manter e fornecer a energia nos chamados eletropostos, um negócio não regulado que tende a ser promissor no futuro. 

“O que é importante nesse processo de transição é que nenhuma das partes pode ficar fragilizada”, comentou Hofer. “A distribuidora tem que assegurar seu equilíbrio econômico financeiro com a parcela B onde está a TUSD e o consumidor não pode ser penalizado com a divisão de uma conta de energia que começa a ficar mais elevada ao passo que vemos menos consumidores pagando pela infraestrutura por possuírem sistemas de geração distribuída”, explicou.

 

Para o presidente da Celesc, Cleverson Siewert, a tendência tecnológica é natural e continuará a avançar, tornando-se cada vez mais relevante no mercado nacional. Nesse sentido, ele cita as cidades inteligentes como um caminho para as utilities no futuro, onde a automação de rede e de sistemas será cada vez mais importante. O representante lembra que há um P&D estratégico em curso que pode ser a grande oportunidade para se desenhar a inclusão do tema no modelo do setor que existe há praticamente 13 anos. “Em conjunto o setor está unido estudando justamente esses conceitos e antecipar a lógica e ajustes necessários”, disse o presidente da Celesc. “Acho que em algum momento de mais longo prazo teremos que rever nosso modelo margeado em fio sim ante o que temos hoje de ter a base de remuneração de ativos, mas é tendência de muito mais longo prazo”, relatou.

Sua avaliação corrobora as opiniões de colegas de setor elétrico onde a prestação de serviços deverá ser um caminho. Tanto que a empresa lançou recentemente um programa de GD para entender o contexto que essa tecnologia terá no futuro. “Resolvemos arriscar para entender o que está acontecendo e isso pode virar um negócio vinculado à marca Celesc”, apontou.

 

“Não há dúvida que o negócio das distribuidoras será outro no futuro”, concordou o diretor vice presidente de distribuição da EDP, Michel Itkes. Afinal, a margem das empresas está na administração do fio, não há ganhos com a comercialização de energia, somente riscos como o de inadimplência e perdas. A atribuição da distribuidora é manter a rede funcionando e proporcionar a entrega de energia com qualidade. Itkes também aponta como um começo em termos de alteração da regulação do setor a adoção da tarifa binômia onde fica mais clara a remuneração da distribuidora. Agora, outro fator que é tão importante quanto a tarifa ainda é a necessidade já apontada de a concessionária ser o backup para os consumidores no caso da geração distribuída.

Essa necessidade técnica se faz presente em decorrência da possibilidade de falhas ou simplesmente de dias sem insolação suficiente para atender a demanda de consumidores. Ele admite que o negócio será bem diferente do que se tem hoje em dia, pois o volume de energia deverá ser menor. E há outras questões, como o planejar a expansão da rede e como desenvolver mecanismos de proteção para casos de manutenção em que há a presença física de pessoas lidando com essa infraestrutura. Hoje há a centralização do controle desse fluxo, mas no futuro os sistemas poderão injetar energia da mesma
forma que consomem e isso exigirá soluções mais robustas de proteção.

A EDP, que detém concessões nos estados do Espírito Santo com a Escelsa e a Bandeirante no interior de São Paulo, onde somam 3,3 milhões de unidades consumidoras, também já vem estudando os efeitos da GD e os seus desdobramentos futuros. Inicialmente com projeto na cidade de Aparecida do Norte (SP), em breve deverá chega a um município capixaba onde serão testadas as tecnologias e, segundo o executivo, mais do que isso a meta é fazer a comunicação dos medidores inteligentes com o centro de operação. 

Responsável por 13 distribuidoras de todos os portes em quase todas as regiões, onde atende a cerca de 6,5 milhões de unidades consumidoras a Energisa projeta que no futuro as concessionárias terão um papel mais relevante e estratégico ainda. Na avaliação do gerente Corporativo de Regulação da empresa, Job Figueiredo, é justamente com as novas fontes que as concessionárias entram em ação, pois ampliase a necessidade de integração entre as fontes de geração e as novas tecnologias que dão maior poder de gestão ao consumidor. Ao mesmo tempo, há a necessidade de ampliação da rede que deve ser universalizada a pontos que a energia ainda não alcança.

Na área de concessão das 13 distribuidoras controladas pela Energisa, segundo os dados mais recentes, há 633 sistemas conectados que somam 5,8 MW em potência instalada. Esse volume não é considerado significativo, mas a tendência é de avançar com o tempo assim como em todo o país. E nesse sentido, destacou o executivo, um ponto importante a se buscar em um novo modelo de regulação é a recuperação das receitas das concessionárias. “Há riscos associados ao mesmo tempo em que observamos a evolução do modelo setorial. O consumidor tem vistos benefícios como a tarifa branca que poderá ser acessada a partir de seu perfil de carga. Para a solar fotovoltaica o risco pode ocorrer com a adoção de subsídios cruzados onde os que têm mais recursos, financeiros e de local para instalação, serão beneficiados a custa dos consumidores que não possuem essas condições. Se a regulamentação não for hábil para dimensionar esses fatores, corremos o risco de construir condições para a fuga da rede para não ter que pagar os custos fixos das distribuidoras”, reforçou.

No geral, Figueiredo destaca que a distribuidora ainda terá um papel relevante por conta da natureza da fonte mais comum nesses sistemas: a intermitência. Mesmo durante o dia, lembrou, há queda da geração e isso traz a necessidade de atuar para atribuir confiabilidade e estabilidade na rede. “Um papel que é natural da distribuidora”, definiu. Aliás, a Energisa vem desenvolvendo um estudo sobre o futuro das distribuidoras em parceira com o Gesel/ UFRJ. De acordo com o coordenador do grupo, o professor Nivalde Castro, o que tem se verificado em outros países é a separação de um foco das distribuidoras na questão da rede física para aumentar sua quantidade e qualidade. Até porque lembrou que se não surgir nenhuma revolução tecnológica para a transmissão e distribuição de energia sem o fio, as distribuidoras continuarão a ter um papel de relevância.

“A questão toda é que o marco regulatório certamente trará inovações no sentido de garantir o contrato que é a base do marco legal, a remuneração dos investimentos e essa remuneração tem que ter atrativa”, pontuou o acadêmico. “Se a GD entrar de maneira descontrolada poderemos ver um desequilíbrio econômico financeiro das concessionárias de distribuição e uma consequente aversão a novos investimentos, o que trará prejuízos grandes para o setor. No nosso ponto de vista, o processo avançará e terá que ser seguido por inovações para manter esse equilíbrio para que a rede possa ser ampliada tanto em quantidade quanto em qualidade”, destacou Castro.

Em sua análise, um ponto que a regulação certamente deverá considerar é a experiência internacional. No foco está a questão de não pagar a rede de distribuição mesmo sendo usuário dessa rede como backup ao sistema. Castro corroborou a preocupação já relatada e chamou-a de “efeito espiral da morte”, onde os consumidores sentem-se estimulados a ter seus próprios sistemas em decorrência dos subsídios cruzados, onde a base de clientes que paga pela rede é cada vez menor e com isso o custo aumenta para aqueles que ficaram na distribuidora. “Temos a vantagem de que começando agora o desenvolvimento da introdução da geração distribuída na rede aprender com os erros cometidos em outras regiões do mundo e assim pularmos essa fase e partir para os acertos”, destacou o coordenador do GeselUFRJ.

Claudio Sales, do Instituto Acende Brasil, classifica a geração distribuída como uma realidade inexorável do futuro. E também relata a má experiência com os subsídios criados para estimular os mercados e que hoje estão sendo retirados. Ele avalia que o atual momento da distribuição no país é de fragilidade dado a diferença entre as parcelas A e B. A primeira que é o custo da energia representa algo próximo a 83% do custo e apenas 17% tem como destino a remuneração para as concessionárias. Para o executivo, essa situação cria um risco muito grande. E, com o avanço da GD afetando
ainda mais a Parcela B, se essa questão não for equacionada exante, pode ter um impacto negativo sobre o setor.


“A geração distribuída deve ocorrer de forma mais significativa no Brasil sim tendo em vista a experiência internacional. Mas é difícil de se prever a extensão de seu alcance. E a regulação tem que se anteceder aos efeitos desse processo sob pena de colocar mais pressão e desestimular investimentos na rede”, destacou. Contudo, lembra ainda que no cenário futuro não há apenas uma dualidade de distribuidora apenas como administradora do fio ou o modelo da forma que está hoje em dia.

 “No mundo real há um espaço enorme do ponto de vista do que pode ser estabelecido pela regulação, por meio de mecanismos de transição para que as distribuidoras de fato possam passar por essa evolução e chegar ao futuro de forma sustentável”, indicou. Essa nova realidade aparenta não estar tão longe mesmo do Brasil, conforme avaliou o diretor Tiago Barros, da Aneel. Para Zamboni, da CPFL, esse futuro não deve estar além de 2030. Em sua opinião, com base no trabalho Cidade do Futuro, em 10 a 15 anos os impactos já serão sentidos pelas distribuidoras, e avalia que ainda há tempo de se discutir os caminhos da distribuição no futuro.

Hofer da CEEED também compartilha da dificuldade de se prever quando se terá essa nova distribuidora. Até porque é necessário olhar para a remuneração de investimentos das concessionárias que precisam de incentivos para aportar recursos no sentido de aumentar a tecnologia embarcada na rede de distribuição e assim proporcionar maior controle e qualidade ao fluxo de energia.

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