16/01/23

Estudos do PDE 2032 para a expansão da MMGD indicam cenário de atenção

TIRs projetadas conforme grupos tarifários. Fonte: EPE (2022)

Estudo do Plano Decenal de Expansão de Energia 2032, da Empresa de Pesquisa Energética e do Ministério de Minas e Energia, realizado em outubro de 2022, apresenta a expansão da Micro e Minigeração Distribuída (MMGD) e do uso de baterias. Em 2021, a geração fotovoltaica destacou-se entre todas as fontes centralizadas, sendo responsável pela adição de 3,9GW e por 3,2% do consumo cativo brasileiro (atingindo aproximadamente 10% de algumas distribuidoras). Em 2022, a inserção da MMGD atingiu 6,6GW, segundo ANEEL (2023).

O Novo Marco Legal, criado pela Lei nº 14.300, aprovado no dia 06 de janeiro do ano passado, fez algumas alterações na MMGD, dentre as quais merecem destaque a redução do limite da mini geração de 5MW para 3MW; o estabelecimento hidro, biomassa, cogeração e FV + baterias como fontes despacháveis; a permissão de sistemas com baterias e sistemas híbridos, que demanda regulamentação futura; diminuição da cobrança da disponibilidade; permissão de associações civis novas na geração compartilhada, assim como a criação de novo Programa de Energia Renovável para o atendimento de consumidores de baixa renda.

É importante frisar que o Novo Marco propõe que a total compensação tarifária até 2045 será mantida para consumidores que solicitaram o acesso até o início de janeiro de 2023. Para novos consumidores, a TUSD de distribuição será cobrada, progressivamente, de 15% a 90% entre 2023 e 2028, para converter-se em nova regra a ser estabelecida em 2029. Essa rampa de transição foi disponibilizada através da Resolução Homologatória nº3169/2022, publicada em 03 de janeiro 2023 (clique aqui e consulte os anexos de todas as distribuidoras). Já para consumidores acima de 500kW, oriundos de fontes não despacháveis e de autoconsumo remoto ou compartilhado, será feita cobrança de 100% da TUSD Distribuição e dos encargos P&D, PPE e TFSEE , bem como 40% da TUSD Transmissão, sendo, a partir de 2029, compensada da TE Energia com benefícios calculados pela ANEEL até um ano e meio após a aprovação da lei. Esses patamares de cobrança são inseridos sobre os montantes de créditos gerados pelo excesso da relação Carga x Geração das MMGDs.

No entanto, devido aos cálculos de benefícios da MMGD, há um contexto de incertezas quanto à remuneração da energia injetada depois de 2029. Embora afete apenas partir de 2029, o estabelecimento dos cálculos influenciará os investimentos ao longo da década, já que influencia o fluxo de investimentos. O atual cenário de cálculo apresentado no estudo, feito com a metodologia que apresentamos em nosso texto anterior para diferentes remunerações da energia injetada, o modelo considera só a cobrança total do TUSD a partir de 2029, o que implica em desconto de 50% dos custos nos benefícios.

Os estudos apontam que o Novo Marco Legal deve apresentar impactos leves nos projetos instalados até 2023, mantendo a atratividade da TIR ao longo do restante da década com um comportamento de alta. Nesse contexto, o segmento residencial deve ser a maior capacidade instalada, principalmente com a geração fotovoltaica.

Com a retirada de 17% ou 18% na cobrança do ICMS na energia elétrica (Lei Complementar n°194/2022), projeta-se que haja uma redução de quase 20% na tarifa final do consumidor de baixa tensão, o que causa uma diminuição na atratividade de investimentos da MMGD e, consequentemente, uma economia inferior oriunda da geração distribuída. Apesar disso, tal diminuição tarifária mantém a atratividade de sistemas remotos conectados em alta tensão.

Na Portaria nº50/2022, foi proposta a abertura do Mercado Livre para consumidores de alta tensão, além da extensão a todos os consumidores até 42 meses depois da publicação da lei. Assim, os fornecedores poderão ser escolhidos pelos consumidores, que terão mais opções e regulamentações para a redução de gastos, inserindo, ao mercado da MMGD, um potencial concorrente. Ainda, o PL nº414 aponta que, depois de 60 meses da implementação da lei, não será permitida a cobrança da tarifa volumetricamente (R$/kW), o que, posto que a compensação é realizada pelo volume, fará com que a TUSD deixe de ser economizada.

O estudo também apresenta simulações quanto ao uso de baterias para armazenamento, ainda pouco usadas no contexto nacional. Em expansão no contexto internacional, com predominância da tecnologia de íon-lítio, Greener e Newcharge (2021) apontam o valor de 4.000R$/kWh para baterias de grandes sistemas. Hoje, percebe-se que há uma elevação do preço das baterias pela carga tributária, com incidência de 74% do valor final, conforme análise feita no estudo. A regulação de MMGD ainda não prioriza o armazenamento, mas o consumidor pode utilizar a bateria para administrar seu consumo e geração.

Em 2032, estima-se que as baterias podem sofrer uma queda de 8,3% a.a. em nível internacional, segundo projeção do estudo de Schmidt et al. (2019), mencionado no texto. No contexto brasileiro, com o percentual de redução, estima-se que a bateria passará a ser R$1.700/kWh, mas a retirada de determinados tributos faria com que a diminuição fosse ainda maior.

A partir disso, a EPE realizou simulações em três perspectivas distintas: com tarifa branca, com tarifa A4-verde, e com aumento do autoconsumo de microgeração distribuída.

A Tarifa Branca, que corresponde à diferença entre a Tarifa de Ponta e a Tarifa Fora de Ponta, é aplicada para consumidores com baixa tensão, que recebem tarifas distintas no decorrer do dia. Nesse âmbito, o preço das baterias deveria que diminuir consideravelmente para que sua aquisição seja viável. Com a metade do preço atual, ou seja, 2.000R$, em pequenas distribuidoras haveria viabilidade econômica.

Com a Tarifa A4-Verde, que corresponde aos tributos horo-sazonais, as baterias são adequadas para trocar o consumo da ponta para fora da ponta e a diferença entre as duas tarifas aumenta a atratividade. Para consumidores com alto Fator de Carga de Ponta, o uso de baterias em horários de ponta já é viável com o preço atual em determinadas distribuidoras. Quando comparada a aplicação da A4-Verde com a geração a diesel, percebe-se que, com a perda da competitividade do combustível fóssil atualmente, há equivalência se o preço da bateria cair para R$2.000,00, além de fatores como aspecto ambiental, redução do ruído, bem como logística de obtenção do diesel podem fazer com que haja a substituição do diesel pela bateria. Caso tenha interesse na inserção da fonte solar fotovoltaica em sistemas isolados, ou majoritariamente alimentados a diesel, publicamos um estudo relacionado aos impactos de sistemas de bombeamento alimentados com geração solar fotovoltaica e banco de baterias, publicado no XXIV Simpósio Brasileiro de Recursos Hídricos (2021). Clique aqui e consulte o artigo na íntegra.

Por fim, simula-se o aumento do autoconsumo da MMGD, devido à modificação do Sistema de Compensação de Energia Elétrica (SCEE), de modo que baterias podem ser aplicadas parar evitar a injeção na rede, bem como para armazenar excesso de geração. Contudo, há pouca diferença entre tarifa de consumo e de remuneração pelo excesso, o que não torna o uso de baterias viável. Assim, o estudo conclui que, no atual cenário, não há viabilidade do uso de baterias com o objetivo de se aumentar o autoconsumo fotovoltaico. Nas palavras do estudo: “Não se vê viabilidade econômica para o investimento em baterias no horizonte decenal para a aplicação de aumento do autoconsumo da micro GD”.

Nota-se, portanto, que há apenas pequena atratividade, pelo pouco e gradual desconto na injeção de energia na rede. Esse contexto pode ser modificado a partir de 2029, porque a energia injetada será valorada entre seus custos e benefícios.

Autora: Leticia Pilger Editor: Paulo Renato Reche

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