Este fenômeno de proliferação de GD apresenta potenciais benefícios e impactos para os diversos stakeholders do setor elétrico. Esses impactos potenciais podem afetar diversos stakeholders do setor elétrico, sendo os mais importantes distribuidores e não adotantes do GD. Por um lado, a proliferação de GD pode afetar o fluxo de caixa das concessionárias de distribuição e sua capacidade operacional.
Em geral, as redes de distribuição acabam funcionando como "baterias virtuais" que "armazenam" o excesso de energia durante os períodos de forte incidência solar e o devolvem em outros horários, principalmente à noite. Posteriormente, a parte 3 traz simulações das consequências econômico-financeiras para a Energisa Mato Grosso do Sul (EMS) para o cenário de expansão mais intensa da geração distribuída com o atual marco regulatório. Por fim, a Parte 5 demonstra os resultados simulados no cenário de difusão mais intensa de GD para cada uma dessas alternativas tarifárias na área de concessão da SME e a Parte 6 apresenta as conclusões e considerações finais do estudo.
Este modelo utiliza como inputs as informações financeiras e operacionais da distribuidora analisada, a curva de difusão da GD até 2030 e um conjunto de diretrizes regulatórias. As curvas de difusão GD foram fornecidas pelos quatro cenários de difusão do relatório técnico intitulado "Cenários de Difusão Fotovoltaica"10. Os cenários foram denominados: “Sol em dia frio”, “Dia ensolarado”, “Sol entre nuvens” e “Dia nublado”, em ordem decrescente de nível de dispersão.
No cenário “Sol Forte em Dia Frio”, há uma redução mais acelerada dos custos e maior envolvimento das políticas públicas de incentivo.
RESULTADOS PARA O CENÁRIO SOL FORTE EM DIA FRIO
Impacto sobre os Consumidores Não Adotantes
Impacto sobre as Distribuidoras
NET METERING ALTERNATIVO
Outra variação possível da Net Metering Alternativa seria eliminar a isenção de uso da rede para injeção de energia. Se o critério de alocação dos custos de rede for volumétrico, pode-se argumentar que os custos de rede devem ser proporcionais ao volume total transportado pela rede de distribuição, incluindo a injeção. As equações 1 e 2 apresentam a tarifa final referente à Medição Alternativa, em suas duas versões, isentando ou não, respectivamente, os custos de rede volumétrica para a injeção.
TWO WAY RATES
TIME OF USE TARIFF
FIXED CHARGE
RESULTADOS PARA O CENÁRIO SOL FORTE EM DIA FRIO – NET ME-
Impacto sobre os Consumidores Não Adotantes
Impacto sobre as Distribuidoras
Com a mensuração líquida, o valor justo da participação é de R$ 751 milhões, que sobe para R$ 786 milhões na mensuração líquida alternativa 1, ainda abaixo do valor do caso base de R$ 797 milhões.
RESULTADOS PARA O CENÁRIO SOL FORTE EM DIA FRIO – NET ME-
Impacto sobre os Consumidores Não Adotantes
Até o final de 2030, como mostra o gráfico 11, os consumidores que não adotarem a geração distribuída e mantiverem o Net Metering em sua forma atual pagarão pouco mais de 6,36% a mais do que pagariam se não houvesse o crescimento da geração de eletricidade não fosse geração distribuída.
Impacto sobre as Distribuidoras
RESULTADOS PARA O CENÁRIO SOL FORTE EM DIA FRIO –TWO
Impacto sobre os Consumidores Não Adotantes
Impacto sobre as Distribuidoras
RESULTADOS PARA O CENÁRIO SOL FORTE EM DIA FRIO – TIME
Impacto sobre os Consumidores Não Adotantes
Com o Net Metering é de R$ 751 milhões, subindo para R$ 794 milhões com a aplicação das tarifas bidirecionais, ainda abaixo do valor do caso base, que é de R$ 797 milhões. No final de 2030, conforme demonstrado no Gráfico 19, os não adotantes de geração distribuída pagarão pouco mais de 6% a mais do que pagariam pelos custos de rede em um cenário de transmissão sob Net Metering.
Impacto sobre as Distribuidoras
Com net metering, chega a R$ 751 milhões, que sobe para R$ 775 milhões com tarifas por tempo de uso, ainda abaixo do valor do cenário de linha de base de R$ 797 milhões.
RESULTADOS PARA O CENÁRIO SOL FORTE EM DIA FRIO – FIXED
Impacto sobre os Consumidores Não Adotantes
Impacto sobre as Distribuidoras
Com o Net Metering é de R$ 751 milhões, que sobe para R$ 796 milhões com a aplicação dos Custos Fixos 1, ainda abaixo do valor do Cenário Base, que é de R$ 797 milhões. O valor presente do deslocamento do custo total para 2030 foi de R$ 228,2 milhões com net metering e R$ 104,4 milhões com a associação do encargo fixo 2 com net metering, representando uma redução de R$ 123,8 milhões, conforme gráfico 26. Ao final de 2030, como é possível observar no Gráfico 27, os consumidores que não utilizarem a geração distribuída pagarão pouco mais de 6% acima do que devem pagar pelos custos de rede em um cenário transmitido sob Net Metering se tornar
O Gráfico 28 apresenta as séries temporais do FCFF com a aplicação do net metering e com a associação do encargo fixo 2 ao net metering. Nota-se que, com a associação do encargo fixo 2 ao net metering, é possível preservar significativamente o fluxo de caixa das distribuidoras, principalmente para altos níveis de distribuição de geração distribuída, a partir de 2025. Com o net metering, é R$ 751 milhões, que sobe para R$ 778 milhões com a aplicação do Encargo Fixo 2, ainda abaixo do valor do Cenário Base, que é de R$ 797 milhões.
Alguns gráficos contemplam os resultados obtidos no Cenário Base, em que não há difusão adicional da geração distribuída, servindo de comparação para avaliar os efeitos de seu aumento e o resultado da aplicação das alternativas tarifárias consideradas neste TDSE. . O Gráfico 30 apresenta o valor, em valor atual, do deslocamento total dos custos até 2030, para cada uma das alternativas tarifárias propostas e para o próprio Net Metering, de acordo com as Resoluções Normativas 482/2012 e 687/2015, então qual o valor total dos custos que prosumidores mudarão para consumidores que não adotam. A primeira coluna do gráfico mostra a mudança de custo estimada se o arranjo atual do sistema de compensação de energia for mantido em um ambiente de adoção crescente.
As outras colunas contêm as estimativas de Cost Shifting das alternativas tarifárias consideradas aqui. O Net Metering alternativo 2 e o Fixed Charge 1 conseguem neutralizar quase ou mesmo totalmente os subsídios cruzados, ou seja, fazem com que os prosumidores suportem custos que, com a regulamentação atual, acabariam por ser repassados aos consumidores não adotantes. As alternativas tarifárias estudadas representam diferentes formas de alocação dos custos de rede aos consumidores e, portanto, a abolição do Cost Shifting não deve ser considerada em si como um critério de seleção entre elas.
O Gráfico 31 apresenta o valor atual de todas as contas de TUSD de um consumidor não adotante, com consumo médio mensal de 604 kWh, até 2030, em todas as alternativas tarifárias. Note-se que mesmo com o Alternative Net Metering 2, o valor actualizado da factura ainda sobe ligeiramente, apesar de, conforme o gráfico anterior, o Cost Shifting ter sido totalmente eliminado. De referir que o justo valor da participação em todas as alterações tarifárias do atual Net Metering refere-se a uma concessionária com uma base de ativos ligeiramente superior, uma vez que o aumento do spread da geração distribuída exige maiores investimentos na rede do que os investimentos previstos em o caso base.
30
Impacto sobre os Consumidores Não Adotantes
Impacto sobre as Distribuidoras
Esta seção apresenta e comenta um resumo dos resultados das alternativas tarifárias descritas neste TDSE. O objetivo é fazer uma comparação entre as alternativas, levando em consideração a capacidade de cada uma de mitigar as distorções alocativas entre os agentes. Por exemplo, para tarifas de preço fixo, é cobrado do assinante um valor fixo mensal, o que pode garantir sua participação na distribuição dos custos de rede.
No entanto, embora isso possa ser considerado razoável, esse tipo de solução não fornece um sinal econômico em favor de soluções que impliquem um maior nível de autoconsumo, algo que normalmente é considerado benéfico na literatura. Em contrapartida, alternativas tarifárias que valorizem mais a energia consumida do que a energia injetada podem não eliminar o repasse de custos, mas promover um incentivo econômico à instalação de geração distribuída por clientes que consomem mais energia durante o dia e penalizam os consumidores com perfil de consumo concentrado à noite ou que usam geração remota. De referir ainda que os cálculos foram efetuados com curvas de carga típicas dos clientes da distribuidora selecionada e, caso o perfil de consumo dos clientes tenha um modelo diferente, os resultados em termos de deslocação de custos podem ser diferentes, com um análogo. justificativa se aplicável ao nível de adoção de geração remota.
O gráfico mostra que em todos os casos há aumento da fatura em relação ao Cenário Base. A razão para isso é o fato de que a distribuidora terá que aumentar um pouco seus investimentos em relação ao Cenário Base para adequar a rede à distribuição de geração distribuída. A compensação destes investimentos recai sobre todos os clientes e implica um ligeiro aumento do valor atual da fatura de eletricidade.
Parece haver uma perda de fluxo de caixa para a distribuidora em relação ao cenário base, com ajuste via Net Metering, principalmente pelo fato do mercado ser sistematicamente menor com geração distribuída. Por isso, mesmo que o valor seja, segundo a hipótese, o mesmo, o retorno ao acionista tende a ser um pouco menor do que no cenário base, uma vez que parte dos recursos à disposição da distribuidora são investidos. Os dados apresentados validam a hipótese de que as atuais diretrizes de geração distribuída no Brasil resultam em impactos econômicos para o segmento de distribuição.
Como pode ser visto, este não é apenas um impacto limitado nos resultados financeiros das concessionárias. Efetivamente, há impactos no nível dos Encargos de Uso do Sistema de Distribuição, que acabam por impor maiores custos aos consumidores que não adotam sistemas de geração distribuída. Portanto, reconhece-se a existência de um problema de eficiência alocativa e, como consequência, faz-se necessária a adoção de arranjos regulatórios que eliminem distorções na distribuição dos custos de rede entre diferentes tipos de usuários.
