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1 Nota Técnica nº 086/2014-SRG-SRD/ANEEL Em 30 de dezembro de Processo: / Assunto: Contribuições à Consulta Pública nº 005/2014, sobre geração distribuída acima de 1 MW. I - DO OBJETIVO 1. O objetivo da Nota Técnica é apresentar de forma resumida as contribuições e os comentários das áreas técnicas da ANEEL relativos à Consulta Pública nº 005/2014, que iniciou a discussão com a sociedade acerca da necessidade de criação de incentivos para a instalação de centrais geradoras com potência instalada superior a 1 MW pertencentes a consumidores e da ampliação dos limites de aplicação do conceito de net metering para essas centrais, assim como obter informações adicionais sobre o tema. II - DOS FATOS 2. A Resolução Normativa nº 482/2012, alterada pela Resolução Normativa nº 517, de 11 de dezembro de 2012, estabeleceu as condições gerais para o acesso de microgeração e minigeração distribuída aos sistemas de distribuição de energia elétrica e para o sistema de compensação de energia elétrica. 3. Mediante a Carta COGEN/VP/004/2013, de 15 de março de 2013, a COGEN encaminhou à ANEEL relatório denominado SP COGEN Master Plan 2020, por meio do qual a Associação apresenta relevantes tópicos sobre cogeração e climatização a gás natural. 4. Por meio da Carta COGEN/VP/007/2013, de 16 de abril de 2013, a Associação solicita às Superintendências de Regulação dos Serviços de Geração - SRG e de Distribuição - SRD o exame da possibilidade de ampliação dos limites de aplicação do conceito de net metering estabelecidos na REN nº 482/2012 para minigeração e microgeração distribuídas até o limite da carga dos consumidores ou demanda contratada, em cujas instalações forem implantadas centrais de cogeração a gás natural, com limite máximo de 30 MW de injeção na rede elétrica. 5. Em resposta, a SRD enviou à COGEN o Ofício nº 0324/2013-SRD/ANEEL, de 26 de julho de 2013, por meio do qual esclareceu que o objetivo da REN nº 482/2012 é reduzir as barreiras para a instalação de geração distribuída de pequeno porte associada a unidades consumidoras, bem como

2 Pág. 2 da Nota Técnica nº 086/2014-SRG-SRD/ANEEL, de 30/12/2014. elencou os impactos regulatórios que uma eventual modificação nos limites de potência estabelecidos poderia trazer. 6. Por intermédio da Carta COGEN/VP/012/2013, de 30 de agosto de 2013, a COGEN enviou nota técnica com a finalidade de contribuir com a ANEEL com relação à aplicação do conceito de net metering empregado a centrais de cogeração a gás natural. 7. Ademais, foram realizadas diversas reuniões entre a ANEEL e a COGEN e entre a ANEEL e a COGEN-Rio, com relação ao assunto. 8. A Consulta Pública nº 005/2014 foi realizada no período entre 14/5/2014 e 13/7/2014. Na ocasião, foram recebidas contribuições de 27 participantes, dentre associações de segmentos econômicos, distribuidoras de energia elétrica, distribuidora de gás canalizado, geradores de energia elétrica, pesquisadores, secretarias estaduais e um organismo internacional. III - DA ANÁLISE 9. A Nota Técnica nº 025/2014 SRG/SRD/ANEEL, que subsidiou a abertura da Consulta Pública nº 005/2014, trouxe algumas questões a serem respondidas pelos participantes a fim de auxiliar a condução do assunto pela Agência. 10. A seguir será apresentado um resumo das contribuições enviadas, separadas pelos temas das questões, bem como os comentários das áreas técnicas da ANEEL. O Anexo contém a lista completa das contribuições. III.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? A REN 482/2012 limita em 1 MW a potência instalada da centrais geradoras que podem aderir ao Sistema de Compensação de Energia Elétrica SCEE, o que impede a adesão de centrais com potências superiores. Para fontes de baixo fator de capacidade, como a solar fotovoltaica e a eólica, é necessária a instalação de uma central geradora com potência superior à demanda da unidade consumidora para suprir toda a energia utilizada no mês, o que atualmente é vedado pela REN 482/2012. Assim, tal restrição não deveria ser estendida para centrais com potência superior a 1 MW e também retirada da citada resolução. A exigência da REN 482/2012 de aumento da carga instalada ou da demanda contratada da unidade consumidora quando a central geradora possuir potência nominal superior à carga gera elevados custos ao empreendedor, além de não refletir a potência injetada na rede, o que efetivamente causaria impacto na rede. Dessa forma, não deveria ser estendida para centrais geradoras de maior porte, assim como revista a REN 482/2012.

3 Pág. 3 da Nota Técnica nº 086/2014-SRG-SRD/ANEEL, de 30/12/2014. Deveria ser adotado o conceito de máxima potência injetada para a determinação do Montante de Uso do Sistema de Distribuição (MUSD) contratado pela central geradora, constante do Módulo 3 do PRODIST, o qual é calculado pela potência nominal instalada, subtraída da mínima carga própria, quando da geração com potência máxima. Os custos de conexão podem comprometer a viabilidade econômica do empreendimento. A falta de padronização dos procedimentos de conexão adotados pelas distribuidoras gera incertezas aos empreendedores quanto aos custos e prazos necessários para a conexão das centrais geradoras. Grau elevado de exigências das normas técnicas das distribuidoras para geradores síncronos, com redundâncias nas proteções e intertravamentos mecânicos, além da responsabilidade pela elaboração dos estudos técnicos. 11. Inicialmente é importante esclarecer que a REN 482/2012 não trata de geração acima de 1 MW, e há diversas usinas em operação no país com potências inferiores a 5 MW, por exemplo, que comercializam energia no mercado livre, especialmente as CGHs, ou atendem parte da necessidade de uma unidade consumidora, apesar das dificuldades existentes. Assim, busca-se saber na questão (i) as principais dificuldades enfrentadas para que a Agência possa refletir sobre quais pontos podem ser simplificados. 12. Nesse sentido, os destaques foram as elevadas exigências técnicas das distribuidoras e falta de padronização entre as empresas, contribuindo para o custo de conexão arcado pelo gerador. Além disso, questões como a utilização da potência instalada ou injetada e o baixo fator de capacidade das usinas com fontes solar e eólica também devem ser avaliadas por esta Agência. (ii) Quais os benefícios elétricos e econômicos trazidos pela central geradora nas redes de distribuição? Redução do carregamento da rede e aumento da vida útil dos transformadores quando a geração ocorre nos momentos de maior demanda do sistema elétrico. As centrais geradoras que utilizam inversores para injetar energia na rede (fontes solar e eólica) apresentam baixas taxas de distorções harmônicas de corrente quando o carregamento nos inversores não é baixo. As usinas solares fotovoltaicas apresentam baixas taxas de falhas nos equipamentos, com disponibilidade superior a 98% e a dificuldade de previsão da disponibilidade do recurso energético (combustível) não se aplicaria para a fonte solar, pois a incerteza para previsão dos valores anuais seriam inferiores a 5%. Além dos benefícios já citados no item 10 da Nota Técnica nº 025/2014 SRG/SRD/ANEEL, foram citados também: i) expansão da geração por fontes renováveis;

4 Pág. 4 da Nota Técnica nº 086/2014-SRG-SRD/ANEEL, de 30/12/2014. ii) redução da emissão de gases de efeito estufa; e iii) estímulo ao desenvolvimento econômico e criação de empregos, com aumento da arrecadação de impostos. frio. A cogeração eleva a eficiência energética das instalações que utilizam eletricidade, vapor e Os benefícios ou prejuízos para a rede (reflexos em perdas técnicas, em perfil de tensão, no fator de potência e em parâmetros de qualidade) dependem do local, potência, forma de conexão, regime de operação (ponta e fora de ponta) e do nível de supervisão da distribuidora sobre a central geradora. Deve-se incentivar a geração no horário de ponta. Quando a geração é instalada no mesmo ponto das cargas, há maior probabilidade de haver benefícios para a rede, desde que o sistema seja corretamente dimensionado. O limite para atendimento da geração pode ser inferior ao limite para a carga, dependendo do cabo utilizado. Redução da necessidade de compra de energia pela distribuidora, com reflexos positivos para os consumidores. Os benefícios elétricos ocorreriam nos casos de geração não intermitente. Modulação da carga dos consumidores e redução da demanda contratada no horário de ponta. O consumidor poderia elevar sua demanda na ponta sem haver necessidade de aumento da demanda contratada ou alteração do nível de tensão. Benefícios energéticos: consumo evitado de água nos reservatórios das usinas hidrelétricas e menor dependência das usinas termelétricas que utilizam combustíveis mais caros nos períodos de baixa afluência. Possibilidade de operação ilhada nos casos de indisponibilidade da rede. Possibilidade de melhor planejamento dos investimentos das distribuidoras nos casos de geração mínima, no horário de ponta e cobrança de tarifa binômia, inclusive para o consumidor de baixa tensão. Benefício econômico pelo aumento da capacidade instalada de geração de energia por meio de investimentos privados (consumidor). 13. Os itens 10 e 11 da Nota Técnica nº 025/2014 SRG/SRD/ANEEL citam os principais benefícios e desvantagens associados à geração distribuída, conforme constam da Nota Técnica nº 0043/2010-SRD/ANEEL 1. Deve-se ressaltar que o conteúdo da alínea f do item 11 é genérico da referida nota técnica, e aplicável parcialmente a cada fonte citada. No caso das fontes que utilizam motores, o 1 Nota técnica que instruiu a abertura de Consulta Pública nº 015/2010, que teve objetivo de receber contribuições para reduzir as barreiras para a instalação de geração distribuída de pequeno porte (consulta pública que iniciou o processo que culmunaria na edição da REN 482/2012).

5 Pág. 5 da Nota Técnica nº 086/2014-SRG-SRD/ANEEL, de 30/12/2014. índice de falhas é relativamente elevado, mas isso não se aplica às fontes que utilizam inversores para injeção de energia na rede. 14. Por outro lado, apesar da previsão anual da geração de energia solar ser superior a 95%, segundo a contribuição apresentada, há grande incerteza quanto à geração horária, em função do deslocamento das nuvens, por exemplo. Da mesma forma, a fonte eólica também apresenta dificuldade semelhante. 15. Já para biomassa e CGH, a disponibilidade do recurso energético é menos volátil ao longo do dia. No caso específico da biomassa, há possibilidade de priorizar-se a produção no horário de ponta e reduzi-la no horário de carga leve, o que é uma grande vantagem para este tipo de geração, uma vez que este tipo de controle pode vir a otimizar a operação do sistema de distribuição, com ganhos sinergéticos. 16. Com relação ao aumento da distorção harmônica na rede, citado na alínea e do item 11 da nota técnica, a afirmação não entra no detalhe se o nível de carregamento do inversor é baixo ou alto, mas como se trata de uma fonte de corrente chaveada, como os demais equipamentos existentes nas residências e escritórios comerciais (computadores, impressoras, lâmpadas fluorescentes, entre outros), há a injeção de componentes harmônicas na rede. 17. Os limites estabelecidos na NBR 16149/2013 garantem a baixa injeção de harmônicos por cada inversor, mas se houver grande inserção de GD em um mesmo alimentador, por exemplo, pode haver impactos para a rede, agravando as distorções já existentes em função das cargas dos consumidores conectados. Contudo, essa situação não é esperada no caso de inserção gradual e dispersa da GD pelas redes das distribuidoras. (iii) Quais os principais impactos para a rede de distribuição da implantação de GD com potência superior a 1 MW? Como mitigá-los? negativos. Alteração do perfil de tensão. O controle do fator de potência pode reduzir os impactos Melhoria no perfil de tensão no horário de carga pesada (horário de ponta), caso haja controle adequado da tensão. Maior complexidade para operação da rede, com dificuldades para coordenação e sensibilidade das proteções, regulação, controle de tensão, variações transitórias de tensão na rede em função da saída repentina de uma potência mais elevada, podendo implicar em queima de equipamentos elétricos dos consumidores. Necessidade de revisão dos procedimentos de acesso à rede, acordos operativos, com atenção especial para a parte das proteções. reativos. Impactos positivos: possibilidade de prestação de serviços ancilares, como geração de Possível dificuldade para as distribuidoras no cumprimento das regras de contratação do MUST junto ao ONS, conforme a REN 399/2010, em função da maior inserção de geração distribuída.

6 Pág. 6 da Nota Técnica nº 086/2014-SRG-SRD/ANEEL, de 30/12/2014. A conexão de geração distribuída por meio de linha de uso exclusivo seria a mais adequada, segundo uma distribuidora, pois as simulações no software ANAREDE (Cepel) indicariam sobretensões nas conexões por meio de derivação (pingo). Risco de ilhamento não intencional. A nova resolução deve prever as condições para esse tipo de operação, que poderia ser um benefício para os demais consumidores e para a distribuidora. Há necessidade de planejamento prévio das distribuidoras para que a geração distribuída não gere problemas na operação da rede. A mitigação da maior parte dos impactos negativos para a rede poderia ser obtida com a padronização dos requisitos técnicos exigidos pelas distribuidoras para conexão, avaliação prévia dos limites para conexão de geração distribuída por alimentador, maior automação da rede e consideração no planejamento da distribuidora das áreas de maior interesse da rede para receber injeção de energia. Aumento das obras de reforço na rede e possível elevação tarifária caso a responsabilidade seja da distribuidora. No entanto, se for adotado o conceito de participação financeira, aplicado ao consumidor (REN 414/2010) e não ao gerador (PIE e autoprodutor), esse impacto seria mitigado. Aumento do carregamento dos equipamentos, das perdas nos períodos de carga leve, dos custos com adequação da rede e impactos na qualidade da tensão. distribuída. Custos adicionais para gestão do net metering pela distribuidora com o aumento da geração Tratar a geração distribuída com potência maior que 1 MW nos mesmo termos do Decreto nº 5163/2004. A variação dos fluxos de potência (carga/geração) seria mais relevante para a rede do que a potência máxima injetável da central geradora. Necessidade de maior capacitação da mão de obra para trabalhar nas redes onde há geração distribuída. Deve-se separar as regras para os micro e mini geradores (REN 482/2012) dos consumidores com geração distribuída com potência superior a 1 MW, de forma a não impactar os pequenos geradores, pois as regras de conexão para os maiores devem ser mais exigentes. Elevação do nível de curto-circuito da rede, que pode implicar a troca das proteções de diversos equipamentos. Para que a distribuidora e os demais consumidores possam usufruir dos benefícios da geração distribuída de maior porte conectada na rede, há necessidade de a distribuidora realizar estudos prévios e planejar os melhores locais para inserção dessa geração. Tais estudos poderiam ser financiados com os recursos dos programas de P&D.

7 Pág. 7 da Nota Técnica nº 086/2014-SRG-SRD/ANEEL, de 30/12/ Dentre os pontos ressaltados pelas contribuições, destaca-se a importância do papel do planejamento da distribuidora, informando as áreas onde a geração distribuída acima de 1 MW traria mais benefícios para a rede. Entretanto, a indicação de outro ponto de conexão seria adequada caso a localização da geração fosse dissociada da carga, o que não é o caso do assunto discutido na consulta pública. 19. Cabe lembrar que a necessidade de planejamento prévio independe da existência da geração distribuída, tendo em vista os benefícios, conforme já citado anteriormente, a depender do ponto de conexão. 20. Sobre a possível dificuldade para as distribuidoras no cumprimento dos montantes de contratação do MUST junto ao ONS, a dificuldade é semelhante à enfrentada na previsão do crescimento da demanda, porém a geração distribuída ainda não tem representatividade significativa. 21. Com relação ao aumento dos custos para a distribuidora para gerir o sistema de compensação, em função da entrada de centrais geradoras com maior capacidade, não se vislumbra essa hipótese, uma vez que o processo seria semelhante ao já adotado na REN 482/12 e, portanto, já implantado nas empresas. 22. Considerando eventuais obras de reforço na rede e possível elevação tarifária caso a responsabilidade seja da distribuidora sem participação financeira do consumidor, entende-se que o impacto aos demais consumidores pode ocorrer em algumas situações. Por outro lado, também devem ser considerados os benefícios da GD quanto ao alívio na rede e postergação da necessidade de reforço. Dessa forma, a Agência deve avaliar essa questão na elaboração dos estudos que fundamentarão a abertura de Audiência Pública, que é o próximo passo. 23. Outro ponto que vale a pena esclarecer é que o Decreto nº 5163/2004, ao tratar de geração distribuída, limita os geradores ao interesse das distribuidoras em abrir chamada pública para contratação de energia, o que não conseguiu proporcionar um impulso para esse tipo de geração. Tanto o valor de compra da energia limitado ao Valor de Referência VR quanto os requisitos de enquadramento da usina na condição de GD limitam esse dispositivo do Decreto citado. (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? Uma possível barreira seria a cobrança de excedente de reativos da unidade consumidora quando a central geradora está apenas gerando potência ativa, ou prestando algum serviço ancilar que mude o fator de potência da geração. Uma solução seria a medição separada da geração e da carga, por meio de dois medidores, e cobrar-se apenas o excedente de reativos da carga. Para usina solar fotovoltaica, a Audiência Pública nº 129/2013 propõe a exigência de medição prévia de 1 ano das irradiações global, difusa e direta, além de outros requisitos para a implantação dessas centrais. Dessa forma, se prosperar a proposta da AP, pode-se criar uma nova barreira para a centrais geradoras usam a fonte solar.

8 Pág. 8 da Nota Técnica nº 086/2014-SRG-SRD/ANEEL, de 30/12/2014. O limite de repasse às tarifas pelo VR para as chamadas públicas de compra de energia de geração distribuída, que podem ser promovidas pelas distribuidoras, conforme estabelecido no Decreto nº 5163/2004, não remunera adequadamente o gerador, pois não inclui os benefícios da geração próxima aos centros de carga. Geradores com potência superior a 1 MW não se beneficiam das simplificações dos procedimentos e prazos estabelecidos na REN 482/2012, sendo obrigados a cumprir a regra geral para os demais geradores, o que torna o processo mais caro e demorado. 24. A instalação de usinas fotovoltaicas tem se mostrado uma alternativa viável, tendo em vista o crescente número de pedidos de novas outorgas. Devido à falta de regulamentação específica, esses pedidos têm sido analisados conforme os requisitos estabelecidos pela Resolução Normativa nº 390, de 15 de dezembro de Com vistas a estabelecer as condições e os procedimentos a serem observados para a emissão de outorgas de autorização para a implantação e exploração dessas centrais geradoras, foi aberta a Audiência Pública nº 129/2013. Nesse sentido, o que a referida audiência pública objetiva é a adequada instrução dos processos, baseada em requisitos específicos que reflitam a caracterização de uma usina fotovoltaica. Ou seja, não se trata de uma barreira regulatória à entrada de GD, mas sim uma definição regulatória para instrução do processo com mais segurança e celeridade. 26. Sobre o VR, qualquer alteração da forma de cálculo depende de alteração do Decreto nº 5163/2004. Dessa forma, buscam-se alternativas que estejam dentro do rol de competências da ANEEL. 27. Sobre a cobrança de excedentes de reativos, uma vez que a rede enxergará o conjunto carga-gerador, é possível ajustar o fator de potência da geração de modo que o conjunto cumpra os limites de fator de potência regulamentados sem prejuízo da operação da rede 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? Tendo em vista os preços praticados no leilão de energia solar promovido em 2013 pelo Estado de Pernambuco, entre 193 e 246 R$/MWh, para usinas com potência entre 5 e 30 MW, haveria interesse dos consumidores em investir em geração solar e adesão ao sistema net metering. O interesse do consumidor vai depender do incentivo econômico que for oferecido pelo regulamento. Para os consumidores que escolhem a cogeração, a comparação entre o preço do gás natural e o preço da energia é um fator determinante na decisão de gerar energia somente no horário de ponta ou também fora da ponta. A qualidade e confiabilidade da energia que supre a unidade consumidora também é um ponto importante para a decisão de investir em cogeração, principalmente para indústrias e grandes centros comerciais.

9 Pág. 9 da Nota Técnica nº 086/2014-SRG-SRD/ANEEL, de 30/12/2014. Além da energia elétrica, a cogeração também permite ao consumidor ter disponível outros produtos importantes: vapor em distintas pressões e temperaturas, água quente e gelada. Atualmente a cogeração é realizada apenas no horário de ponta, em função da relação entre os preços do gás e da energia, assim como pelos custos em vender o excedente no mercado livre. Contudo, o net metering poderia resultar na melhoria da eficiência energética da operação da central geradora, próxima ao seu ponto ótimo de operação. As usinas do setor sucroenergético são autoprodutores e exportam energia no período de safra e compram energia da distribuidora nos meses fora da safra, e poderiam se interessar em participar do net metering. Além do retorno financeiro, outros fatores também podem contribuir para a decisão do consumidor, tais como: segurança e qualidade de fornecimento de energia elétrica, compromissos com o meio ambiente e imagem da empresa no mercado (exposição na mídia). 28. A princípio, a partir das contribuições recebidas, pode-se entender que há interesse dos consumidores em instalar geração distribuída com potência superior a 1 MW, mas para que esse interesse possa evoluir para a decisão de realizar o investimento, diversos fatores auxiliarão a tomada de decisão, tais como o incentivo econômico que for oferecido pelo regulamento e, no caso da cogeração, a relação de preços entre o gás e a energia elétrica e a possibilidade do uso do mecanismo de compensação de energia. (vi) Há interesse das distribuidoras no aumento da quantidade e da capacidade de centrais geradoras conectadas às suas redes de distribuição? Algumas distribuidoras demonstraram interesse, mas tendo em vistas os pontos positivos e negativos dos impactos na rede, elas elencaram diferentes pré-requisitos para tornar essa geração interessante, do ponto de vista das empresas: a. Adoção de critérios de cada distribuidora para definir a capacidade máxima do ponto de conexão, considerando a potência de curto-circuito, nível de tensão, demanda do sistema. b. Atendimento dos critérios de proteção de cada distribuidora. c. Automação e teleoperação dos equipamentos de seccionamento e proteção. d. Possibilidade de intervenção da distribuidora no despacho das usinas, de acordo com suas necessidades, de forma remota. e. Os reforços na rede sejam arcados pelos geradores, ou definição quanto ao reconhecimento dos investimentos das distribuidoras nas revisões tarifárias. f. Incentivo para geração no horário de ponta, com aplicação de tarifas horosazonais aos consumidores.

10 Pág. 10 da Nota Técnica nº 086/2014-SRG-SRD/ANEEL, de 30/12/2014. g. Proibição da transferência dos créditos entre unidades consumidoras atendidas por diferentes níveis tarifários, de forma a evitar a alocação incorreta de custos e remuneração pela utilização do fio. h. Inclusão de um fator de geração mínima nos momentos de maior necessidade da rede. Por outro lado, há distribuidoras que consideram que não há incentivos regulatórios suficientes para tornar a geração distribuída interessante para as distribuidoras, pois o net metering implica a redução do seu mercado consumidor e aumento da complexidade de operação da rede. As distribuidoras manifestaram preocupação quanto ao risco de exposição involuntária ou sobrecontratação. 29. Conforme pode ser observado, o interesse das distribuidoras é relativo, desde que elas possam ter certo controle sobre o montante e horário da energia gerada, assim como na alocação dos custos de reforços na rede aos geradores. Mesmo assim, há empresas que entendem que a geração distribuída não apresenta benefícios para a distribuidora, pois reduz o seu mercado consumidor. 30. No entanto, lembra-se que atualmente esse impacto já ocorre quando um consumidor tornase autoprodutor ou consumidor livre, o qual é mitigado pela regulação em vigor. Além disso, ainda não se vislumbra um crescimento repentino do número de usinas de GD, com potência instalada acima de 1 MW, associadas a consumidores. 31. Com respeito ao risco de exposição das distribuidoras, a GD pode contribuir para elevar o risco de sobrecontratação caso seja bastante representativa, mas, por outro lado, pode reduzir o risco de subcontratação, a qual é mais onerosa para a distribuição. III.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 de potência da central geradora, mas o princípio da compensação de energia de que trata a REN 482/12, sem que haja a comercialização, deve ser preservado. Os limites para o net metering variam no cenário internacional, podendo alcançar até 80 MW, mas geralmente estão associados a outros parâmetros para dimensionar os limites de cada usina, tais como: a. Limite anual de consumo, podendo chegar a 125% do valor da unidade consumidora. b. Limites diferentes por cada classe de consumo. c. Limites diferentes por localização da unidade consumidora com geração distribuída (urbana ou rural).

11 Pág. 11 da Nota Técnica nº 086/2014-SRG-SRD/ANEEL, de 30/12/2014. A definição de um limite de potência instalada pode inviabilizar o investimento de um grande consumidor que seja economicamente viável, restringindo o mercado potencial de consumidores que poderiam aderir ao net metering. Utilizar o conceito de potência injetada, ao invés de potência instalada. O limite deveria ser a demanda máxima da unidade consumidora ou a demanda contratada com a distribuidora, independentemente da potência instalada da central geradora. Estabelecer um limite para a potência instalada da central geradora de tal forma que não haja impactos significativos nos limites de sobrecontratação de energia de cada distribuidora. Estabelecer limites de potência da central geradora de acordo com o nível de tensão do ponto de conexão. Dever-se utilizar a energia firme da usina e não sua potência instalada como limite para adesão ao net metering, pois a maior dificuldade para a operação da rede é a grande variação da corrente injetada/consumida pelo gerador/consumidor. A Lei nº 9074/1995 estabeleceu que os empreendimentos de geração hidráulica com potência inferior a 1 MW e termelétricos com potência inferior a 5 MW devem apenas ser registrados na ANEEL, e os com potências superiores devem cumprir todos os requisitos para receber a autorização. Assim, uma distribuidora entendeu que a lei permite apenas a desburocratização dos geradores registrados. Houve distribuidoras contribuindo para que a potência limite de 1 MW estabelecida na REN 482/12 seja mantida, ou seja, não permitir que centrais geradoras de maior capacidade, instaladas em unidades consumidoras possam aderir ao sistema de compensação de energia elétrica, pois haveria necessidade de amadurecimento das regras vigentes até que se possa propor alterações. Deve-se retirar a exigência da REN 482/12 de aumento de carga instalada (consumidor grupo B) e demanda contratada (grupo A) para poder instalar central geradora de maior porte. 32. Para esta questão, houve muitas contribuições para que não seja adotado o conceito de potência instalada como limite para adesão ao sistema de compensação, com diferentes visões sobre o tema, mas o ponto central é adotar a potência injetada, pois refletiria melhor os impactos na rede, considerando a demanda contratada da unidade consumidora, por exemplo. 33. No entanto, outras visões mais restritivas também foram apresentadas, dentre elas que se deveria restringir ao valor de 5 MW, pois esse é o limite para a ANEEL emitir o registro de centrais geradoras (procedimento simplificado), conforme disposto na Lei nº 9074/1995, ou mesmo não permitir que centrais geradores com potência instalada acima de 1 MW possa participar do sistema de compensação de energia, mantendo assim o cenário atual. (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

12 Pág. 12 da Nota Técnica nº 086/2014-SRG-SRD/ANEEL, de 30/12/2014. metering? Quais? Contratação da demanda do consumidor seguindo a mesma regra para centrais geradoras, ou seja, pela máxima potência injetada (item 5.3.1, módulo 3 do PRODIST). 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. Definir o ponto de conexão (que pode ser diferente do ponto da unidade consumidora) e os requisitos adicionais de proteção. Estabelecer a obrigatoriedade do consumidor em realizar todos os estudos técnicos necessários para a integração da central geradora, uma vez que o porte dos geradores é maior que dos micro e minigeradores (REN 482/12) e não haveria razão para onerar as distribuidoras com tais estudos. Padronizar os procedimentos de acesso das distribuidoras, com separação dos requisitos técnicos por faixa de potência dos geradores, evitando redundâncias. Adotar os mesmos requisitos técnicos dos PIE e autoprodutores, sem simplificações. Incluir a participação financeira dos consumidores com geração distribuída para os reforços na rede e adequações nas proteções. Exigir a assinatura do CCD para tais centrais geradoras. Especificar as particularidades para a conexão de geradores síncronos, com a simplificação das exigências técnicas, que foram baseados nos requisitos para geradores de maior porte. 34. Com respeito às alterações necessárias no PRODIST para contemplar inserção de centrais geradoras acima de 1 MW no sistema de compensação, parte das contribuições visa a manutenção dos mesmos critérios técnicos adotados para a conexão de PIE e autoprodutores, mas, por outro lado, a padronização dos procedimentos adotados pelas distribuidoras e algumas simplificações também foram apontadas como importantes para viabilizar a conexão de tais centrais geradoras. (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? Há risco de exposição involuntária das distribuidoras nos leilões de contratação de energia. Segundo vários agentes, incluindo várias distribuidoras, não haveria problemas na contabilização dos créditos, pois o procedimento seria o mesmo da REN 482/12.

13 Pág. 13 da Nota Técnica nº 086/2014-SRG-SRD/ANEEL, de 30/12/2014. Por outro lado, uma distribuidora argumentou que haveria custos adicionais para a gestão de todo o processo de controle e implementação da geração distribuída, sendo necessário prever a remuneração dos serviços de engenharia prestados para a conexão desses geradores, seja pelo acessante, seja via reconhecimento tarifário. As dificuldades das distribuidoras não estariam associadas à contabilização dos créditos, mas em relação aos impactos na operação da rede e gestão do risco da contratação de energia. 35. Sobre as principais dificuldades para a contabilização dos créditos de energia, apesar de ter havido uma contribuição argumentando que o custo de gestão do processo seria relevante, a maior parte das distribuidoras entendeu que o procedimento seria similar ao da REN 482/12, já presente na rotina das empresas. 36. Por outro lado, poderia haver maior risco de exposições da contratação de energia das distribuidoras (subcontratação ou sobrecontratação) em função do aumento de geração distribuída. Esse tema será tratado com mais detalhe nas respostas à questão (ii) do item III.3.3 Questões adicionais da Nota Técnica nº 025/2014 SRG/SRD/ANEEL. 37. Não obstante, é importante destacar que há diversos mecanismos que visam mitigar os riscos de variações no mercado das distribuidoras, tais como os leilões de ajuste e o Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits (MCSD). III.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? Venda direta de energia entre consumidores ou destes para as distribuidoras. Possibilidade de aluguel dos telhados ou instalações dos consumidores para a instalação de central geradora e venda da energia para terceiros. Introduzir a tarifa prêmio feed-in tariff para geração distribuída, a exemplo do que ocorre em outros países. Compensação aos geradores pela prestação de serviços ancilares e geração em condições de ilhamento, devidamente coordenados pela distribuidora. Alterar regras e procedimentos de comercialização para permitir a participação na contabilização e liquidação da CCEE de geração ociosa para autoprodutores, que sejam consumidores cativos. Alteração da metodologia que calcula o VR, utilizado nas chamadas públicas das distribuidoras para a contratação de geração distribuída, de forma a incluir o benefício da geração próxima ao centro de carga.

14 Pág. 14 da Nota Técnica nº 086/2014-SRG-SRD/ANEEL, de 30/12/2014. Realizar um estudo sobre a melhor alternativa de precificação da energia proveniente de geração distribuída, capturando os seus benefícios para o sistema elétrico e meio ambiente, de forma a tornar o investimento economicamente viável. Aplicar a redução na TUSD para os consumidores do grupo A que instalarem geração distribuída e aderirem ao net metering, de forma análoga ao adotado aos consumidores que compram energia de fontes incentivadas no mercado livre. O net metering não é um mecanismo de incentivo suficiente para as distribuidoras, devido à redução do seu mercado consumidor. A regulação deveria proporcionar, por meio de incentivos, que a geração distribuída fosse interessante tanto aos consumidores quanto às distribuidoras. Venda de energia no Ambiente de Contratação Livre ACL, que poderia fazer uso do conceito de comercializador varejista, para reduzir os riscos e custos para o gerador. A ANEEL deveria atuar junto ao Conselho Nacional de Política Fazendária CONFAZ para esclarecer o conceito de net metering adotado na REN 482/2012 e evitar a cobrança de ICMS sobre a energia trocada com a distribuidora. Permitir o uso dos conceitos de virtual net metering e community net metering. As centrais geradoras a Biogás e CGHs possuem dificuldades de viabilização econômica no conceito de net metering, pois possuem geração de energia constante, com montantes bem superiores à demanda da unidade consumidora. Dessa forma, deve-se fortalecer o processo de chamada pública, já existente, readequando os pontos que a tornaram inviável. Alguns pontos que poderiam ser observados seriam: a. A padronização do processo de chamada pública de energia proveniente de GD, com potência menor que 1 MW; b. Tornar a chamada pública periódica e previsível; c. A fixação inicial do VR como valor de compra; d. 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; e e. Flexibilização dos limites de sub e sobrecontratação das concessionárias de forma proporcional ao percentual de GD contratado nas chamadas públicas. 38. Com relação à incidência de ICMS na fatura dos consumidores com geração distribuída, enquadradas na REN 482/2012, apesar de não ser competência da Agência, a visão da ANEEL é que a tributação deveria incidir apenas na diferença, se positiva, entre os valores finais de consumo e energia excedente injetada (geração). Caso a energia excedente injetada seja superior ao consumo, a base de cálculo dos tributos (PIS/COFINS e ICMS) deveria ser apenas o valor do custo de disponibilidade.

15 Pág. 15 da Nota Técnica nº 086/2014-SRG-SRD/ANEEL, de 30/12/ Tendo em vista se tratar de matéria de competência tributária, a ANEEL protocolou consulta no CONFAZ, por meio do Ofício nº 730/2013-SFF/SRD/ANEEL, de 30/07/2013, solicitando confirmação de seu entendimento sobre a aplicação do Convênio ICMS 6, de 5 de abril de Em resposta, o CONFAZ emitiu o Oficio nº 267/2013/CONFAZ/MF-DF, de 14/10/2013, cujo teor não esclareceu o ponto questionado e demandou nova interação com o CONFAZ para esclarecimento de sua manifestação, por meio do Ofício nº 1148/2013-SFF/SRD/ANEEL, de 18/12/2013, anexo. 41. Por seu turno, o CONFAZ encaminhou Oficio nº 76/2014/CONFAZ/MF-DF, de 11 de março de 2014, informando que o Convênio ICMS 06/13 atende às disposições da Lei Complementar 87/1996 e que o entendimento da Agência expresso nos citados ofícios não estaria correto. 42. As propostas de criação de tarifas feed-in, a venda direta de energia por consumidor e a alteração na fórmula de cálculo do VR fogem do rol de competências da Agência, demandando alterações em leis e decretos. 43. Por outro lado, o aprimoramento das Chamadas Públicas, a prestação de serviços ancilares e aprimoramentos no sistema de compensação são ações que merecem a atenção especial da Agência. Em relação aos serviços ancilares, a ANEEL está trabalhando em normativo que substituirá a REN 265/2003. Logo, haverá oportunidade específica, via Audiência Pública, para discussões relativas ao tema. (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? As distribuidoras devem estimar a quantidade de energia gerada pelos consumidores e utilizá-los em suas previsões anuais de carga. acessante. Diminuição da validade dos créditos, repasse dos custos para a tarifa, geração mínima pelo Para micro e minigeração distribuída, o art. 7º, inciso X da REN 482/2012 prevê que os montantes líquidos apurados no sistema de compensação de energia elétrica serão considerados no cálculo da sobrecontratação de energia para efeitos tarifários. Assim, o risco está mitigado, mas não eliminado. Deveria-se utilizar o montante gerado e não o líquido para o cálculo da sobrecontratação. Compatibilização do período de cálculo da sobrecontratação (12 meses do ano civil) com a validade dos créditos (36 meses), de forma a não utilizar créditos de outros períodos no cálculo. (MCSD). Permitir a participação da distribuidora no Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits Os consumidores com geração distribuída (Potência > 1 MW) deveriam informar a previsão da quantidade de energia a ser injetada na rede.

16 Pág. 16 da Nota Técnica nº 086/2014-SRG-SRD/ANEEL, de 30/12/2014. Permitir que a geração distribuída fosse acrescida da carga no ponto de fronteira com a Rede Básica para efeito de apuração do MUST contratado, a exemplo do que ocorre com a geração despachada centralizadamente. Reconhecimento tarifário dos casos de exposição involuntária da distribuidora causados exclusivamente pelo montante de geração distribuída, desde que devidamente comprovados. Planejamento da inserção de geração distribuída, com controle da distribuidora. Exemplos de alternativas: leilão para GD; implementação pela própria distribuidora; e projetos pré-aprovados em determinadas regiões. A geração distribuída poderia ser contabilizada integralmente para compor o bloco de energia a título de exposição involuntária. Criação de metas de geração para os consumidores. 44. Foram apresentadas diversas alternativas para mitigar os riscos de sobrecontração por parte das distribuidoras no caso de aumento da quantidade de geração distribuída em sua área de concessão, as quais serão analisadas em detalhe posteriormente, no momento da elaboração da proposta de regulamentação do tema, caso o estudo de análise de impacto regulatório indique a necessidade de publicação de nova resolução. (iii) Qual o valor médio do investimento, por ponto de medição, em medidores SMF (padrão CCEE), considerando aquisição dos equipamentos e instalação? Segundo duas associações, os valores estimados ficam entre R$ 20 mil e R$ 30 mil para instalações de 13,8 kv e 34,5 kv. Para duas distribuidoras, os valores ficariam entre R$ e R$ Outra informou o valor de R$ 10 mil. No entanto, houve também uma empresa que apresentou valores bem acima dos citados anteriormente, os quais são reproduzidos abaixo: 13,8 e 23 kv: R$ ,00 34,5 kv: R$ ,00 69 kv: R$ , kv: R$ , Não houve consenso entre os participantes, o que impossibilita conclusões a respeito dos valores apresentados quanto ao custo do SMF. No entanto, a Nota Técnica nº 159/2013-SEM-SRC- SRD/ANEEL 2, de 12/12/2013, que abriu a Consulta Pública nº 16/2013 com objetivo de discutir a 2 Documento disponível no seguinte endereço:

17 Pág. 17 da Nota Técnica nº 086/2014-SRG-SRD/ANEEL, de 30/12/2014. simplificação do SMF para consumidores e geradores conectados no sistema de distribuição, traz informações relevantes que podem ser utilizadas para subsidiar os estudos da Agência relacionados à geração distribuída. (iv) Qual o valor médio do investimento, por ponto de medição, em medidor bidirecional, considerando aquisição dos equipamentos e instalação? O custo do medidor fica entre R$ 1000 e R$ 2500 para três distribuidoras, sendo que os custos de instalação e adequação do ponto de medição são de responsabilidade do acessante e não constam das estimativas apresentadas. Para outra, os valores são os seguintes: 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, Apesar de as informações apresentadas não terem sido conclusivas, a Agência pode utilizar os dados constantes da Nota Técnica nº 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, citada anteriormente. (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? Os custos para os consumidores faturados com a tarifa verde não refletem os valores totais, em função da instalação de geradores a diesel nestas instalações. A utilização de valores médios para avaliação dos investimentos para atender a demanda no horário de ponta pode não ser a melhor referência para os estudos da ANEEL, uma vez que há grande dispersão entre os valores necessários para cada caso, exemplos: tipo de rede (aérea ou subterrânea), demanda da unidade consumidora, distância da instalação à subestação, carregamento da rede existente, tipo de operação da rede, entre outros. Os únicos valores apresentados por uma distribuidora são os seguintes: Reforço para atender pedidos isolados de consumidores em Rede de Distribuição Urbana 13,8/34,5kV 2012: R$ : R$ Reforço para atender pedidos isolados de consumidores em Rede de Distribuição Rural 13,8/34,5kV 2012: R$ : R$

18 Pág. 18 da Nota Técnica nº 086/2014-SRG-SRD/ANEEL, de 30/12/2014. Reforço planejado em alimentadores de 13,8kV 2012: R$ : R$ Linhas Reforço 34,5kV 2012: R$ : R$ As informações apresentadas foram insuficientes para analisar o custo médio de reforço na rede de distribuição para atendimento aos clientes no horário de ponta. III.4 Outras contribuições 48. Além das respostas às perguntas elencadas na Nota Técnica nº 025/2014 SRG/SRD/ANEEL, foram enviados diversos comentários e sugestões, os quais serão resumidos a seguir. elétrica. Atuar na regulação do preço do gás natural, de forma a incentivar a cogeração de energia Prioridade para despacho de centrais geradoras que utilizam gás natural. Introdução gradativa da geração distribuída com potência superior a 1 MW, dentro do sistema net metering, para que seja feita de forma ordenada, simplificada e adequada às características das redes de distribuição. Elaboração de critérios para permitir a comparação dos investimentos das distribuidoras na expansão da rede e a conexão de geração distribuída (cogeração), contendo os custos e benefícios associados. O crescimento urbano e o próprio desenvolvimento industrial têm trazido, como consequência, 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. 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. A ANEEL deveria estabelecer 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 em áreas saturadas ou de crescimento contínuo e vertiginoso, todas elas e outras demandantes de pesados investimentos ou de barreiras físicas.

19 Pág. 19 da Nota Técnica nº 086/2014-SRG-SRD/ANEEL, de 30/12/2014. Permitir redução imediata da demanda contratada pelo consumidor quando se tratar de geração distribuída, nos moldes da REN 414/2010. Concessão do Regime de contratação de Reserva de Capacidade ao investidor. Permissão de venda direta de energia a consumidores especiais (entre 500 kw e kw, em qualquer tensão). conectada. Não restringir a venda da geração distribuída à distribuidora na qual a geração está Isenção da cobrança de encargos para agentes que adquirirem sistemas de supervisão de energia elétrica no âmbito de qualidade de energia. consumo. BNDES. Não limitar a geração possível à carga relacionada ao mesmo ponto do sistema associado ao Incentivos para nacionalização de equipamentos, caso sejam oriundos de investimentos do Relatos de que o avanço de novas tecnologias e a diminuição dos custos de investimentos para empreendimentos com característica de Geração Distribuída estão 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. Realizar a compensação financeira no mês seguinte ao mês de competência da ocorrência do saldo positivo. 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. Não limitar o sistema de compensação de energia elétrica a unidades consumidoras pertencentes ao mesmo titular (CPF ou CNPJ), desde que estejam previamente definidas em contratos firmados com a distribuidora. Uma distribuidora não considerou adequado, neste momento, permitir o aumento da potência a ser caracterizada como minigeração e com aplicação do mecanismo de compensação de energia, pois a análise da inserção da geração distribuída ainda é incipiente no país. 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 (cogeração a gás natural) na área de Concessão da Comgás em São Paulo.

20 Pág. 20 da Nota Técnica nº 086/2014-SRG-SRD/ANEEL, de 30/12/2014. Qualquer ampliação dos benefícios do Sistema de Compensação de Energia Elétrica, instituído pela REN 482/2012, deve ter como beneficiárias estas mesmas fontes de geração de energia elétrica. 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. Sugere-se que na Análise de Impacto Regulatório 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. A regulamentação não deve permitir nenhum tipo de exportação de custos para terceiros. Possíveis soluções para mitigar os impactos na rede de distribuição: permitir a absorção de potência reativa pelos geradores, instalação de reguladores de tensão, aumento da bitola dos condutores do alimentador, limitação da potência ativa injetada nos períodos de demanda reduzida, utilização combinada de todas essas soluções, ou uma combinação das alternativas anteriormente descritas. 49. Algumas sugestões apresentadas fogem da competência da ANEEL, e, portanto, deveriam ser consideradas em outro fórum, entre as quais se pode citar a regulação do preço do gás natural, a criação da tarifa prêmio feed-in tariff, incentivos para nacionalização de equipamentos caso financiados pelo BNDES, não restrição à venda da energia à distribuidora na qual a geração está conectada e questões relativas à tributação e permissão de venda direta de energia a consumidores especiais. 50. Quanto à prioridade de despacho de usinas de geração distribuída, o Módulo 26 dos Procedimentos de Rede já estabelece os critérios de classificação das usinas de acordo com suas características físicas, bem como a indicação da prioridade de despacho deve ser dada pelos modelos computacionais de otimização eletroenergética. 51. Algumas contribuições se referem à forma de crescimento da geração distribuída, ao planejamento da distribuição, ao impacto econômico à distribuidora e ao limite de injeção da geração. Nesse sentido, é importante destacar que a distribuidora tem papel fundamental na indicação da região onde a geração distribuída seria vantajosa. 52. Com a expressiva participação de agentes de geração, distribuidoras e do setor acadêmico, com idéias proveitosas e inovadoras, entende-se que este assunto é de grande interesse por parte da sociedade e que uma massa crítica razoável está se formando para mostrar o grande potencial da geração distribuída na otimização e no crescimento do sistema elétrico brasileiro.