Opinião & Análise

Análise

Balanço da regulação de geração distribuída e perspectivas para 2019

Expectativa é que alterações legais serão feitas observando-se a segurança jurídica e um período de transição razoável

Imagem: Pixabay

A geração distribuída (GD) através do sistema de compensação de energia (também conhecido como net metering) foi regulada no Brasil em 2012 e alterada significativamente em 2015. Nesta época, a GD era praticamente inexistente no país e a regulação veio viabilizar um crescimento expressivo deste tipo de geração. De acordo com dados da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, no final de 2018, a potência instalada total de projetos de GD atingiu cerca de 595 MW. Apesar da expressiva expansão, o setor enfrenta diversos questionamentos e desafios, que serão avaliados neste artigo, juntamente com as perspectivas para 2019.

A Resolução Normativa ANEEL 482/12 (RN 482), conforme alterada, previu a possibilidade de instalação de GD em uma unidade consumidora (UC) e a geração de créditos em energia, com relação à energia injetada na rede de distribuição, para posterior utilização dos créditos em tal UC. Atualmente, é possível a instalação de GD em quatro modelos de negócios, sempre na mesma área de concessão, a saber: (i) geração no local de consumo, (ii) autoconsumo remoto, com geração e compensação em UCs distintas de titularidade de uma mesma pessoa física ou jurídica (incluindo matriz e filiais); (iii) múltiplas UCs, com geração e compensação entre UCs distintas e a UC para atendimento das áreas de uso comum do condomínio ou empreendimento, localizadas em um mesmo imóvel ou em imóvel vizinho; e (iv) geração compartilhada, com geração e compensação entre UCs de titularidade de pessoas físicas ou jurídicas distintas, reunidas em consórcio ou cooperativa.

Apesar de tais alternativas de modelos de negócios, a mais utilizada é a geração no local de consumo, seguida pelo autoconsumo remoto, conforme dados do Banco de Informações de Geração da ANEEL. Tal fato se justifica pelas dificuldades jurídicas (e burocráticas) encontradas na implantação dos modelos de negócios de múltiplas UCs e geração compartilhada. No caso das múltiplas UCs, o desafio principal é conseguir todas as aprovações necessárias dos condôminos ou membros do empreendimento comum, o que inclui eventual aporte de recursos financeiros para viabilizar e manter a instalação da GD. Já no caso da geração compartilhada, o principal desafio é reunir as diversas UCs em consórcio – que, na estrutura mais usual fundamentada na Lei das S.A., admite apenas pessoas jurídicas – ou em cooperativa – que, em geral, é limitada a pessoas físicas.

No caso do consórcio, é possível implementar um sistema de governança que dê algum nível de conforto e alocação equilibrada de riscos entre o empreendedor desenvolvedor e as UCs participantes. No entanto, há burocracias envolvidas, como o registro, perante a Junta Comercial, do contrato de constituição do consórcio à luz da Lei das S.A. e demais alterações, inclusive de entrada e saída de consorciados e alteração de participação. Há a possibilidade de utilização de outro tipo de consórcio, o qual é sujeito a registro no Banco Central, porém com outras dificuldades, burocracias e valores mínimos de capital pré-determinados.

No caso das cooperativas, há desafios importantes quanto à instituição de governança que viabilize alocação equilibrada de riscos entre o empreendedor desenvolvedor e às UCs participantes e, ainda, há a necessidade de, no mínimo, 20 pessoas físicas para que a cooperativa possa ser constituída e registro do estatuto social e alterações perante a Junta Comercial.

No tocante ao tamanho dos projetos de GD, a RN 482 permite projetos de até 5 MW, mas há perda de incentivos fiscais para projetos acima de 1 MW, dependendo de sua localização, tendo em vista que a legislação tributária que prevê tais incentivos não foi atualizada para contemplar as alterações feitas na RN 482 em 2015 através da Resolução Normativa ANEEL 687. Tal risco também se aplica aos modelos de negócios de múltiplas UCs e geração compartilhada, independentemente do tamanho.

Outro desafio atual é a interpretação quanto à possível compensação ou não de créditos de energia com a parcela da tarifa relativa ao uso da rede de distribuição, sobretudo no caso das UCs de baixa tensão que estão sujeitas ao pagamento de tarifa monômia (que não diferencia as parcelas de energia e uso da rede).

As perspectivas para 2019 contemplam a alteração da RN 482 e de outras legislações e regulações do setor que podem afetar a GD. Em 2018, a ANEEL publicou duas consultas públicas (02 e 10/2018) para obter subsídios para a elaboração de relatório de análise de impacto regulatório (AIR), com o objetivo de fundamentar as alterações a serem propostas na RN 482 e na regulação que trata da revisão da estrutura tarifária aplicável às UCs cativas, incluindo a cobrança de tarifa binômia das UCs de baixa tensão.

O cronograma proposto pela ANEEL contempla a publicação de audiências públicas para discussão da minuta do AIR de ambas resoluções até o final de 2018 e da minuta das novas resoluções até o final do primeiro semestre de 2019. A ideia é que as novas resoluções sejam publicadas até o final de 2019. Tal cronograma está correndo em paralelo com as discussões de alteração mais ampla do marco regulatório do setor, iniciadas com a Consulta Pública n. 33/2017, publicada pelo Ministério de Minas e Energia – MME (CP 33).

O resultado da CP 33 foi traduzido no texto de um substitutivo ao Projeto de Lei n. 1917/2015, o qual segue em tramitação no Congresso Federal. Diversos foram os temas tratados no âmbito desta consulta. Um dos principais pontos que podem afetar os projetos de GD é a abertura progressiva do mercado aos consumidores potencialmente livres, com a possibilidade de tais consumidores comprarem energia no mercado livre em vez de optarem por projetos de GD. Sobre o tema, o MME abriu nova consulta pública (63/2018) com proposta de início da abertura do mercado já em julho de 2019 para consumidores com carga igual ou superior a 2,5 MW e em janeiro de 2020 com carga igual ou superior a 2 MW. Além disso, o Projeto de Lei prevê a reforma do modelo tarifário, incluindo a tarifa binômia para baixa tensão (até para criar uma previsão legal para a alteração pretendida pela ANEEL via resolução) e tarifas diferenciadas por horário.

Apesar de não ser possível antecipar quais serão as alterações que serão aprovadas, com base nas discussões ocorridas nas audiências/consultas públicas, alguns pontos de atenção devem ser levados em consideração pelos empreendedores e UCs interessados em projetos de GD.

O primeiro deles é, conforme mencionado acima, a possibilidade de implementação da tarifa binômia para consumidores de baixa tensão, e tarifas horárias diferenciadas. Além disso, há a possibilidade da nova regulação prever: (i) a cobrança de parcela ou da totalidade da tarifa de uso da rede (TUSD) para a energia compensada quando houver a utilização da rede; (ii) a redução da potência máxima instalada de projetos de GD (a discussão gira em torno de reduzir a potência dos 5 para 2,5 MW); (iii) a possibilidade de alteração de custos de conexão, considerando-se os benefícios e impactos do projeto de GD ao sistema de distribuição; e (iv) maior detalhamento dos requisitos para geração compartilhada, com o objetivo de evitar situações de venda de energia disfarçadas de GD . Por fim, no caso do novo modelo setorial, a expectativa é que a competitividade da GD seja impactada pela possível ampliação do mercado livre.

De qualquer forma, a ANEEL sinalizou que, para garantir previsibilidade e segurança regulatória, seria desejável a determinação de um período de transição para a aplicação das novas regras. Do mesmo modo, um dos princípios da revisão do marco legal e regulatório do setor é o respeito aos contratos vigentes. Assim, a expectativa é que as alterações legais serão feitas observando-se a segurança jurídica e um período de transição razoável para que o mercado possa se adequar às alterações pretendidas.


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