MODELO PARA ENVIO DE CONTRIBUIÇÕES REFERENTE À CONSULTA PÚBLICA Nº 005/2014 NOME DA INSTITUIÇÃO: ABSOLAR ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA ANEEL ATO REGULATÓRIO: (Especificar Nome/Tipo, nº e data, caso existam) EMENTA (Caso exista): CONTRIBUIÇÕES RECEBIDAS IMPORTANTE: Os comentários e sugestões referentes às contribuições deverão ser fundamentados e justificados, mencionando-se os artigos, parágrafos e incisos a que se referem, devendo ser acompanhados de textos alternativos e substitutivos quando envolverem sugestões de inclusão ou alteração, parcial ou total, de qualquer dispositivo. 1
Contribuições iniciais e pontos relevantes para o debate desta consulta pública: A ABSOLAR entende como muito positiva e bem-vinda a iniciativa da ANEEL de abrir a Consulta Pública 005/2014 (CP 005/2014) para planejar a criação de incentivos à instalação de centrais geradoras com potência instalada superior a 1 MW pertencentes a consumidores, bem como de planejar a ampliação dos limites de aplicação do conceito de "net-metering" para essas centrais. Primeiramente, é crucial relembrar um aspecto fundamental da Resolução Normativa 482/2012 (REN 482/2012): a resolução foi instituída para incentivar a instalação de centrais geradoras baseadas em fontes renováveis e em cogeração, com o intuito de favorecer o desenvolvimento de uma matriz elétrica nacional com baixa dependência de recursos fósseis, baixa emissão de gases de efeito estufa, crescente qualidade ambiental e maior confiabilidade na oferta de eletricidade pelo uso de fontes complementares. Desse modo, qualquer ampliação dos benefícios do Sistema de Compensação de Energia Elétrica (SCEE), instituído pela REN 482/2012, deve ter como beneficiárias estas mesmas fontes de geração de energia elétrica. Esta premissa, que pertence ao âmbito de atuação da ANEEL, é peça importante para a promoção de um desenvolvimento sustentável e de longo prazo da matriz elétrica brasileira. Também cabe esclarecer que, 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. Adicionalmente, cabe ressaltar que a ANEEL ainda está trabalhando na atualização dos requisitos necessários à outorga de autorização para exploração e alteração da capacidade instalada de centrais geradoras fotovoltaicas e dos procedimentos para registro de centrais geradoras com capacidade instalada reduzida (nomenclatura utilizada pela ANEEL para centrais geradoras fotovoltaicas com potência nominal igual ou inferior a 5 MW). Este tema esteve em Audiência Pública através da Audiência Pública 129/2013 (AP 129/2013), porém os resultados da mesma ainda não foram publicados. Como existe uma intersecção temática nítida entre a AP 129/2013 e a CP 005/2014, esta contribuição à CP 005/2014 baseia-se na premissa de que a proposta de minuta de Resolução Normativa em discussão na AP 129/2013 será aprovada e publicada levando em consideração também os pontos de intersecção entre estas duas ações da ANEEL. Quanto ao tema da consulta em questão, cabe esclarecer que o limite de 1 MW atualmente estabelecido pela REN 482/2012 não possui fundamentação em restrições técnicas ou tecnológicas que justifiquem uma impossibilidade de alteração deste valor. Contextualizando o caso brasileiro com o cenário internacional, outras matrizes elétricas ao redor do mundo já possuem experiências bastante positivas em 2
aplicar o modelo de net-metering para sistemas de geração distribuída com potência nominal superior a 1 MW. Nos EUA há pelo menos 10 estados que utilizam limites superiores a este valor, sendo o maior limite o do estado de New Mexico, com uma potência nominal máxima por sistema de 80 MW. Adicionalmente, pelo menos três estados dos EUA não definem um limite máximo para a participação no net-metering, limitando-o em função da carga ou demanda contratada da unidade consumidora. Por exemplo, o estado do Arizona permite a participação no net-metering de sistemas com potência nominal de até 125 % da carga ou demanda contratada da unidade consumidora [Fonte: Freeing the Grid, Best and Worst Practices in State Net Metering Policies and Interconnection Procedures, 2014.]. Esperamos que as sugestões apresentadas nesta contribuição sejam de valia para o aprimoramento das regulamentações nacionais que abrangem a geração distribuída baseada em energias renováveis e, em especial, para uma maior participação da energia solar fotovoltaica na matriz elétrica brasileira. Por fim, a ABSOLAR parabeniza a ANEEL pela qualidade do trabalho desenvolvido e agradece aos profissionais da agência pelos esclarecimentos e discussões enriquecedoras ao longo do processo de formulação destas contribuições. Com os nossos melhores cumprimentos, Dr. Rodrigo Lopes Sauaia Diretor Executivo, em representação à Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (ABSOLAR) (i) Quais as principais dificuldades encontradas por empreendedores de centrais geradoras com potência superior a 1 MW para conexão às redes das distribuidoras? III. 3.1 Identificação do Problema 1. Impossibilidade de participar do SCEE. 2. Falta de procedimentos de conexão e requisitos técnicos padronizados em nível nacional junto às distribuidoras de energia elétrica, gerando uma pulverização não-homogênea de exigências que aumentam desnecessariamente a complexidade do desenvolvimento de centrais geradoras com potência nominal superior a 1 MW. 3. Exigência de solicitação de aumento de carga instalada ou demanda contratada para a instalação de centrais geradoras com potência nominal superior à carga instalada ou demanda contratada, independentemente do fator de capacidade da central geradora utilizada. Esta medida trata diferentes como iguais, para o prejuízo de centrais geradoras com fatores de capacidade baixos, o que prejudica sobremaneira as centrais geradoras fotovoltaicas, cujo fator de capacidade está na faixa de 0,20 (20 %). Por exemplo, o efeito de carregamento da rede de uma central geradora com fator de capacidade 0,20 é bastante inferior àquele de uma central geradora com fator de capacidade 0,60 e a metodologia atual não leva este ponto em consideração. (ii) Quais os benefícios elétricos e De uma forma geral, independentemente da fonte de geração utilizada, há um benefício econômico direto à expansão do 3
econômicos trazidos pela central geradora nas redes de distribuição? sistema elétrico nacional, pela participação da iniciativa privada no aumento de capacidade instalada disponível na matriz elétrica brasileira, sem a necessidade de qualquer participação financeira direta do governo nestes projetos. Adicionalmente, há uma importante geração de novos empregos e criação de valor para a sociedade brasileira, com o desenvolvimento de um novo segmento de mercado no setor elétrico nacional. Isso também gera, indiretamente, benefícios aos governos federal, estaduais e municipais, pela arrecadação de impostos decorrentes destas novas atividades econômicas. Do ponto de vista técnico, as centrais geradoras operando em configuração de geração distribuída aumentam a robustez do sistema elétrico nacional, funcionando como um conjunto de centros geradores interdependentes, que podem ajudar a equilibrar a razão entre demanda e oferta de energia elétrica no nível local, além de aliviar o carregamento da rede de distribuição, equilibrar os níveis de tensão locais e postergar investimentos nas redes de transmissão e distribuição. Ao afunilar a análise para centrais geradoras baseadas em fontes renováveis de enegia, além dos benefícios acima citados, há um ganho ambiental bastante relevante, pela geração de energia elétrica com reduzida emissão de gases do efeito estufa e utilizando recursos não-esgotáveis e de baixo impacto ambiental. Adicionalmente, as centrais geradoras baseadas em energias renováveis alternativas (exemplos: eólica, solar, biomassa, ondas, marés, entre outras) aumenta a resiliência do sistema elétrico nacional e reduz o risco de escassez ou falta de energia elétrica, contribuindo para a confiabilidade da matriz elétrica brasileira. (iii) Quais os principais impactos para a rede de distribuição da implantação de GD com potência superior a 1 MW? Como mitigálos? Em específico, para centrais geradoras fotovoltaicas, estudos nacionais e internacionais apontam uma série de benefícios técnicos e econômicos para a rede de distribuição de energia elétrica, em especial: redução do carregamento da rede de distribuição; aumento da vida útil de equipamentos da rede de distribuição; redução de perdas elétricas; postergação de investimentos na rede de transmissão e distribuição, entre outros. 1. Os impactos variam de acordo com as características de cada projeto de geração distribuída e sua interação com a rede de distribuição, bem como com as características locais da rede. Portanto, não seria adequado responder a questão com uma generalização irrestrita. A instalação de diversos projetos de geração distribuída com potência nominal acima de 1 MW em área atendida por uma mesma subestação, sem um planejamento adequado da infraestrutura de distribuição, possui o risco de gerar condições técnicas desfavoráveis, como alteração dos níveis de tensão ou freqüência, sobrecargas pontuais, desligamentos temporários, entre outros. Por outro lado, um estudo e planejamento adequados da inserção de geração distribuída na rede de distribuição poderão gerar uma série de benefícios sinérgicos para rede e para o sistema elétrico da região. Devido a estes potenciais e riscos, é essencial que a inserção de geração distribuída com potência acima de 1 MW seja planejada de acordo com os requisitos técnicos adequados e levando em consideração as especificidades da rede de distribuição local, em colaboração direta com a distribuidora da região. 2. Os impactos acima descritos podem ser mitigados pelo emprego das seguintes medidas e metodologias: a. Padronização e adequação dos procedimentos de conexão e requisitos técnicos. b. Padronização e adequação das exigências de equipamentos de proteção, monitoramento e gerenciamento das centrais geradoras, levando em consideração os equipamentos já integrados às centrais geradoras (exemplo: inversores em sistemas fotovoltaicos), de modo a evitar redundâncias desnecessárias que possam criar uma barreira financeira para o desenvolvimento dos projetos. 4
(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? (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 c. Avaliação, por parte da distribuidora, do impacto da inclusão de geração distribuída com potência nominal acima de 1 MW no respectivo sistema de distribuição local. d. Realização de estudos técnicos para identificação das regiões de concessão de cada distribuidora onde a inserção de geração distribuída seria mais benéfica para a rede de distribuição local ou regional. Tais estudos poderiam ser promovidos pela ANEEL, através da inclusão deste tema em chamadas projetos de P&D da agência. 1. Impedimento de enquadramento destes sistemas no SCEE, resultando na exigência do cumprimento de uma série de etapas adicionais até a celebração de contratos e conexão dos sistemas no SIN. Como conseqüência, a grande maioria dos projetos torna-se demasiadamente demorada e onerosa, o que os inviabiliza. 2. Falta de procedimentos de conexão e requisitos técnicos padronizados em nível nacional junto às distribuidoras de energia elétrica, gerando uma pulverização não-homogênea de exigências que aumentam desnecessariamente a complexidade do desenvolvimento de centrais geradoras com potência nominal superior a 1 MW. 3. Por fim, a minuta de resolução normativa disponibilizada pela ANEEL na AP 129/2013 pode criar uma nova e desnecessária barreira regulatória ao desenvolvimento de centrais geradoras fotovoltaicas no Brasil. A exigência de um estudo simplificado contendo os dados, de pelo menos 1 (um) ano, referentes às leituras de irradiância global, difusa e direta (que poderá ser calculada) do local do empreendimento contendo curvas de dia médio para cada mês do ano e histograma com a distribuição de frequência anual da irradiância solar, de forma a subsidiar a previsão da produção anual de energia da central geradora fotovoltaica não resulta em ganho de precisão considerável quando comparado ao emprego de dados provenientes de séries históricas de imagens de satélite ao estimar a produção anual de energia elétrica do empreendimento. Em contrapartida, tal exigência resulta em um atraso significativo na possibilidade de desenvolvimento de projetos, que precisariam acumular pelo menos 1 ano de dados contínuos da localidade onde o empreendimento será desenvolvido, arcando para isso com todos os custos de equipamentos, medição e análise destes dados. A ABSOLAR presume que a proposta da ANEEL foi baseada em seu conhecimento técnico sobre a tecnologia eólica de geração de energia elétrica, para a qual este tipo de medição in loco é pré-requisito fundamental. No entanto, esta metodologia não é diretamente aplicável à tecnologia fotovoltaica e, portanto, não encontra embasamento técnico ou econômico para ser enquadrada como uma exigência regulatória para a obtenção de outorga. Para centrais geradoras fotovoltaicas, a decisão quanto à metodologia de cálculo de previsão de geração anual de energia elétrica deve ser uma prerrogativa do empreendedor, que arcará com os riscos técnicos e econômicos do empreendimento. Desse modo, a ABSOLAR considera importante a eliminação desta potencial barreira, especialmente no caso de centrais geradoras fotovoltaicas que não participem de leilões de energia elétrica. Sim, tanto do ponto de vista do retorno sobre o investimento, ou seja, do ponto de vista financeiro, quanto por uma série de outros fatores e benefícios indiretos proporcionados por centrais geradoras fotovoltaicas com potências superiores a 1 MW. Estes fatores não-financeiros (exemplos: segurança de fornecimento de energia elétrica, qualidade da energia elétrica, cumprimento de metas estratégicas ambientais, posicionamento de marca e visibilidade na mídia, entre outros) podem, inclusive, ser mais determinantes na tomada de decisão do que uma simples análise de retorno sobre o investimento. A ampliação do limite do SCEE para projetos com potência nominal acima de 1 MW seria um importante fator catalisador 5
medida que o nível de tensão aumenta? deste interesse, incentivando de forma decisiva projetos de geração distribuída de maior porte a se concretizarem. (i) III.3.2 Ampliação dos limites de aplicação do sistema de compensação de energia elétrica Qual seria a potência instalada limite para usufruto do net metering por centrais geradoras conectadas à rede de distribuição? O limite de 1 MW atualmente estabelecido pela REN 482/2012 não possui fundamentação em restrições técnicas ou tecnológicas que justifiquem uma impossibilidade de alteração deste valor. Contextualizando o caso brasileiro com o cenário internacional, outras matrizes elétricas ao redor do mundo já possuem experiências bastante positivas em aplicar o modelo conhecido como net-metering para sistemas de geração distribuída com potência nominal superior a 1 MW. Nos EUA há pelo menos 10 estados que utilizam limites superiores a este valor, sendo o maior limite o do estado de New Mexico, com uma potência nominal máxima por sistema de 80 MW. Adicionalmente, pelo menos três estados dos EUA não definem um limite máximo para a participação no net-metering, limitando-o em função da carga ou demanda contratada da unidade consumidora. Por exemplo, o estado do Arizona permite a participação no net-metering de sistemas com potência nominal de até 125 % da carga ou demanda contratada da unidade consumidora [Fonte: Freeing the Grid, Best and Worst Practices in State Net Metering Policies and Interconnection Procedures, 2014.]. Portanto, a ABSOLAR considera desnecessário o estabelecimento de um valor único de potência nominal limite para participação no SCEE. Sugere-se a eliminação do atual limite nominal de 1 MW para participação no SCEE e substituição deste por um limite baseado na carga ou demanda contratada da unidade consumidora, independentemente da potência nominal da central geradora. Adicionalmente, sugere-se a revisão da exigência de aumento de carga instalada ou demanda contratada para a instalação de centrais geradoras com potência nominal superior à carga instalada ou demanda contratada atualmente exigida pela REN 482/2012. (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 metering? Quais? Sim. Para facilitar e melhor padronizar este procedimento, sugere-se a inclusão de duas novas faixas de potência na seção 3.7 do módulo 3 do PRODIST: uma faixa para sistemas com potência nominal superior a 1 MW e igual ou inferior a 5 MW e outra faixa para sistemas com potência nominal superior a 5 MW. Os detalhes técnicos específicos poderão ser definidos conforme as regras já estabelecidas pela ANEEL para centrais geradoras com potências nominais similares às mencionadas acima, mas levando em consideração a existência de equipamentos de proteção, monitoramento e gerenciamento integrados aos sistemas, de modo a evitar redundâncias desnecessárias e que onerem os empreendimentos. (i) Além da adoção do conceito de net metering, quais seriam outras formas de incentivo à GD, III.3.3 Questões Adicionais 1. Permitir o uso do conceito de virtual net-metering. Para mais informações, favor consultar: http://www.cpuc.ca.gov/puc/energy/distgen/vnm.htm 6
dentro do rol de competências da ANEEL? 2. Permitir o uso do conceito de community net-metering. Para mais informações, favor consultar: http://www.dsireusa.org/solar/solarpolicyguide/?id=17 3. Regulamentar um valor anual de referência específico para a geração distribuída (VRGD), distinto do valor anual de referência (VR) utilizado para as usinas centralizadas. O VRGD deverá ser calculado levando em consideração o valor econômico dos benefícios proporcionados pela geração distribuída proveniente de fonte renovável de energia elétrica e não apenas o valor da parcela de geração da energia elétrica. Isso inclui, por exemplo, benefícios ambientais, benefícios técnicos ao sistema elétrico e benefícios econômicos indiretos ao país. Esta metodologia já foi aplicada com sucesso, por exemplo, no estado de Minnesota, nos EUA, com o nome de Value of Solar (VOS), para remunerar a energia elétrica produzida por sistemas fotovoltaicos conectados à rede. Informações detalhadas sobre este programa estão disponíveis em: http://mn.gov/commerce/energy/topics/resources/energy-legislation-initiatives/value-of-solar-tariff-methodology%20.jsp 7