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Introdução
Segundo pesquisa conduzida pela Academia de Engenharia dos Estados Unidos junto às maiores personalidades científicas mundiais, a eletrificação massiva das cidades foi a obra suprema de engenharia do século XX, pelo grande impacto que proporcionou na qualidade de vida das pessoas e no progresso científico e tecnológico da humanidade.
A energia atualmente é normalmente produzida ou gerada longe dos grandes centros, e transmitida em alta voltagem até as cidades, onde é rebaixada para voltagem intermediária e conduzida, no alto dos postes ou em redes subterrâneas, pelas ruas, onde, junto aos consumidores finais, transformadores novamente reduzem para a voltagem que utilizamos em nossas casas.
Toda a prestação do serviço envolve a necessidade de deslocamento de equipes para a prestação dos serviços: se um cliente está sem luz, a empresa precisa mandar um caminhão até a sua casa para consertar o defeito. Se o cliente não pagou a sua conta, a empresa também precisa mandar um caminhão até a casa para interromper o serviço. A grande maioria das atividades das empresas de eletricidade ainda hoje, mais do que em outros setores, envolve a necessidade de deslocamento de pessoas e de períodos de tempo consideravelmente elevados para a execução das atividades. Isto é verdade desde a leitura de medidores (feita somente uma vez por mês para cada cliente), até a normalização do serviço após uma grande tempestade, como explicado anteriormente. A necessidade de deslocamento de veículos e pessoas para cada atendimento é incompatível com a atual demanda dos serviços pela sociedade digital, que trabalha em tempo real.
Em resumo, apesar do grande impacto que proporcionou, na transformação e no conforto da sociedade moderna, o serviço de eletricidade ainda não se beneficiou do espantoso avanço tecnológico que proporcionou a esta mesma sociedade. Smart Grid ou Redes Inteligentes, em português, são nomes genéricos e populares dados a uma cesta de tecnologias que estão disponíveis para modernizar e aprimorar os serviços de eletricidade que atualmente são prestados pelas empresas de energia do mundo. Estas tecnologias abrangem a incorporação de componentes de sensoriamento (ou monitoramento, ou medição), de telecomunicações e de capacidade de processamento (tecnologia de informação) nos ativos de energia.
Estas tecnologias permitirão uma série de funcionalidades bastante variadas, hoje não disponíveis para a grande maioria das pessoas do mundo, tais como:
- equipamentos mais eficientes e inteligentes, que consomem muito menos energia que os atuais, diminuindo a quantia de energia gasta para fazer as mesmas atividades. Exemplo disso são as lâmpadas de LED, que chegam a consumir até 5 vezes menos que as eletrônicas compactas, que por sua vez já substituíram as antigas lâmpadas incandescentes, consumindo até 4 vezes menos energia para o mesmo iluminamento; - medição eletrônica nas casas e possibilidade de uso de tarifas diferenciadas, como a pré paga, com planos adequados a cada realidade de consumo, com custos que variam ao longo do ano e do dia;
- possibilidade de sincronização dos eletrodomésticos com estes sinais tarifários, por exemplo, bloqueando determinados usos ou equipamentos em determinados horários;
- geração e armazenamento de energia dentro das próprias casas, com o uso de gás, etanol, biodiesel, mini turbinas eólicas ou de células foto voltaicas, podendo ser a produção e o uso desta energia otimizada entre os consumidores de um mesmo quarteirão ou bairro;
- veículos elétricos, muito menos poluentes, mais eficientes energéticamente e mais silenciosos, poderão armazenar também quantidade de energia suficiente para abastecer parcialmente as residências nos horários mais críticos, quando não se dispõe de vento ou sol.
Em vários países do mundo, como os Estados Unidos, Canadá, Austrália, Inglaterra, Espanha, Itália, Suécia, Alemanha, Japão, China, Coréia, entre outros, estas redes modernas, com inteligência embutida, estão sendo implementadas com suporte e visão estratégica dos Governos, que compreendem que Energia é um bem fundamental e imprescindível para o conforto e a segurança da sociedade moderna.
O Fórum Latino Americano de Smart Grid
O Fórum Latino Americano de Smart Grid foi criado em 2008 como uma iniciativa pioneira, com o objetivo de avaliar como as novas tecnologias de energia podem trazer benefícios à sociedade Latino-americana, através da troca periódica e sistemática de informações com profissionais de outras regiões do mundo, que já haviam iniciado projetos nessa área. O foco do Fórum é articulação e síntese institucional sobre essas tecnologias, e a avaliação estruturada sobre seu impacto, benefícios e custos. A abordagem adotada é guiada por valor mais do que exclusivamente por tecnologia, ou seja, o Fórum busca trabalhar a questão do valor que as tecnologias relacionadas às redes inteligentes de energia ou Smart Grid possam trazer aos países da América Latina. O Fórum procura
Tecnologias de Smart Grid no Brasil:
avanços regulatórios e institucionais
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atuar em colaboração com outras iniciativas similares ao redor do mundo, uma vez que estas tecnologias estão em desenvolvimento dentro de uma visão globalizada, diferenciando-se, porem, em sua aplicação, que deve ser adaptada à realidade de cada região ou país.
O Fórum é um veículo neutro, independente e inclusivo para mobilizar a mais ampla matriz de interessados possível, ou seja, não pretende ser mais uma associação que promove debates e estudos sobre as tecnologias de Smart Grid. O Fórum é uma iniciativa que busca trazer todas as associações já existentes, representativas dos diversos grupos interessados, como reguladores, formuladores de políticas públicas, agentes do mercado financeiro, consumidores e entidades representativas e empresas provedoras de soluções na área de energia, congraçando profissionais que militam em todos os grupos interessados, bem como profissionais independentes e cidadãos comuns, para que seja possível compartilhar diferentes visões e discutir como essas tecnologias podem aprimorar as condições de conforto, segurança e acesso à energia de qualidade, com preços adequados, para a sociedade Latino Americana. O Fórum, por ser uma iniciativa, não cobra taxas de seus interessados: as reuniões e o site (www.smartgrid.com.br) são mantidos pela realização de uma Conferência Internacional anual, que já passou a fazer parte do circuito mundial de Conferências sobre o tema, e que em 2012 a sua 5ª edição estará sendo realizada nos dias 27 a 29 de novembro de 2012, em São Paulo, Brasil. Pela 5º. ano consecutivo, portanto, o Fórum estará trazendo os maiores expoentes, autoridades e líderes de aplicação dos estudos da implantação do Smart Grid no mundo, para debater a aplicação destas tecnologias na América Latina.
O Fórum realiza um grande esforço de mobilização e articulação de uma ampla base institucional, contando com amplo apoio, sem envolver aporte de recursos pelo Governo ou de entidades apoiadoras. A Conferência anual financia as atividades do Fórum e permite que o mesmo possa se manter atuante e acompanhar evoluções relevantes na área, pelo contato com as várias entidades locais e internacionais, desenvolvendo vigilância tecnológica que permita trazer para a Conferência anual a nata da experiência mundial existente no tema. Para disso, o Fórum possui um Conselho Consultivo que atua e apoia agentes do setor e entidades normativas e reguladoras. No evento de 2011, por exemplo, o Fórum contou com o apoio institucional da ANEEL, da ANATEL e do INMETRO, que são entidades oficiais e tiveram executivos participando. O Fórum também contou com o apoio da ABRADEE, que é a associação das empresas de distribuição de energia no Brasil, que atualmente conduz P&D estratégico sobre o tema. O Fórum possui adicionalmente apoiadores e colaboradores internacionais, como, por exemplo, a ADEERA, que é a associação de distribuidores da Argentina, a CIER, que é o Comitê de Integração Elétrica Regional, que congrega todos os países da América do Sul e Central. Entre os apoiadores internacionais destacam-se também: o Edson Electric Institute, que é uma entidade associativa de empresas de energia, com
atuação em todo o mundo, sediada nos Estados Unidos; o IEEE, que é a maior entidade profissional do mundo, congregando Engenheiros Elétricos e Eletrônicos; o JSCA, que é a Associação de Smart Grid no Japão e, finalmente, o Smart Grid Austrália, entidade congênere naquele país. O Fórum Latino Americano de Smart Grid é a entidade com a mais ampla base de apoio internacional da nossa região.
Finalmente, mas não menos importante, a Conferência possui patrocinadores que participam da Exposição de tecnologias associada ao evento, que são empresas que possuem produtos, serviços, expertise e soluções no tema, e que, em ultima estância, possuem uma participação essencial para a viabilização econômica do evento, proporcionando a vinda dos mais relevantes líderes mundiais na área.
Muitos avanços no Brasil nos últimos 5 anos, mas ainda sem políticas governamentais
Desde a criação do Fórum e a realização do evento pioneiro em 2008 houve muitos avanços nos últimos cinco anos, especialmente no Brasil.
A ANEEL tem adotado postura extremamente progressista na regulamentação de tecnologias na área, conduzindo ações intimamente relacionadas ao tema, como: a discussão sobre padronização de medidores eletrônicos; a regulação na exploração de serviços de Telecom pelas empresas de eletricidade; a revisão completa da estrutura de tarifas; a definição de regulamentos para a conexão de microgeração às redes publicas de energia; o aprimoramento de regras para as revisões periódicas das tarifas das distribuidoras de energia, agora no 3º ciclo.
Todas estas novas disposições regulamentares tem sido conduzidas, entretanto, sem o direcionamento de uma Política Energética Nacional, que atualmente tem como foco principal o crescimento da oferta ou a EXPANSÃO dos sistemas. No Brasil, diferentemente do resto do mundo, a promoção de Eficiência Energética está em uma segunda prioridade, pois ainda existe um relevante espaço para crescimento do consumo individual dos clientes, especialmente residenciais, na medida em que ocorre a melhoria de renda da população. O consumo residencial médio no Brasil é de cerca de 150 kWh/mês enquanto que na Europa os lares consomem, em média, 800 kWh/mês e, nos Estados Unidos, cerca de 1.100 kWh/mês: guardadas as diferenças climáticas que podem justificar parte desta diferença, ainda há muito espaço para crescimento de conforto nos lares brasileiros.
Adicionalmente, deve-se considerar que a experiência do racionamento de energia havido em grande parte do país em 2001, quando as pessoas e empresas tiveram que reduzir forçosamente seu consumo, aliado a um grande potencial hidráulico (e eólico, de biomassa, solar, etc.) inexplorado, explicam em grande parte o atual e quase exclusivo foco da política governamental na expansão da oferta de energia. Por outro lado, a pouca prioridade na busca de eficiência
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energética pode ser entendida pelo fato da nossa matriz elétrica já ser enormemente mais limpa que o resto do mundo, aonde cerca de 85% da eletricidade já vem de fontes renováveis, principalmente hidráulica e biomassa, enquanto no resto do mundo os países buscam reduzir emissões de combustíveis fósseis e a todo custo transformar sua matriz.
Entretanto, no Brasil as perdas totais montam em torno de 17% da energia gerada, enquanto que na Europa e Estados Unidos este mesmo índice chega a 7 e 8%, respectivamente. Em grande parte, há oportunidade de redução significativa de perdas comerciais, devidas ao furto e à fraude na medição de energia, que consiste na forma mais elementar de busca de eficiência energética. Entretanto, no balanço de direitos e deveres dos clientes, as distribuidoras saem enfraquecidas nas ferramentas de combate a esta ineficiência, pois isto gera desgaste político e deveria ser suportado por um sério programa apoiado pelo Governo Federal, desdobrado em ações efetivas nos níveis estaduais e municipais. O furto e o desperdício de energia andam de mãos dadas, e a oportunidade e os benefícios na recuperação de perdas podem efetivamente proporcionar tarifas mais baixas no curto prazo e amenizar a velocidade de construção de novas usinas e empreendimentos, consequentemente reduzindo também impactos ambientais. O Brasil tem excelentes exemplos de programas bem sucedidos nos serviços públicos conduzidos com adequadas políticas governamentais, como, por exemplo, na área de Telecomunicações, que teve grande progresso nos últimos anos através do advento da tecnologia celular, onde o serviço pré-pago trouxe disponibilidade de serviços acessíveis às camadas menos favorecidas, ao mesmo tempo completos, inclusivos e populares. Outros exemplos, na própria área de energia, são a liderança do país em pesquisas e produção de bio – combustíveis, em enriquecimento de urânio e, mais recentemente, na prospecção de petróleo em águas profundas, que resultaram na descoberta de significativas reservas de óleo e gás.
Da mesma forma que os exemplos citados, com respeito ao smart grid, são necessárias políticas governamentais que orientem a regulação, e que ainda não estavam sendo construídas até o final do ano passado. A Conferência organizada pelo Fórum em 2011 debateu em profundidade estas questões, lançando a discussão sobre os rumos da política energética focada apenas em crescimento até então: O Desafio
entre crescer ou modernizar foi o tema principal da Conferência organizada pelo Fórum em 2011.
Apenas no inicio de 2012 o Governo Brasileiro iniciou ação integrada sobre o tema, integrando vários ministérios como o MCTI – Ciência, tecnologia e Inovação; MME – Minas e Energia; MDIC – Indústria e Comércio; IPEA - Instituto de Pesquisa Econômica Aplicada; ABDI – Agencia Brasileira de Desenvolvimento Industrial, e outras entidades governamentais e setoriais, como a própria ANEEL, a EPE – Empresa de Pesquisa Energética e o ONS – Operador Nacional do Sistema. A coordenação no âmbito governamental deverá ser realizada através da Casa Civil da Presidência da República.
A ANEEL ainda não foi orientada para iniciar o desacoplamento das tarifas das distribuidoras do volume de vendas, criando incentivos reais para que as próprias empresas modernizem seus serviços e adotem estratégias efetivas de promoção do uso eficiente de energia. Sem o desacoplamento das tarifas, os esforços de eficiência energética e de modernização dos serviços das empresas de distribuição serão bastante limitados.
Mas enquanto o governo não define suas políticas de incentivo e o regulador não adota o desacoplamento das tarifas, a quase totalidade das empresas está, silenciosamente: implementando novas plataformas de TI; reforçando estruturas de telecomunicação próprias e contratadas; avançando em outras frentes, principalmente em automação, que teve um grande impulso em 2010/ 2011, após graves críticas da sociedade aos serviços prestados pelas distribuidoras a uma clientela cada vez mais dependente de energia: implantando pilotos para cobrir diferentes funcionalidades e estimar benefícios das tecnologias de smart grids; implantando as primeiras (muitas) cidades inteligentes, em várias regiões do país...
Todas as concessionárias, em maior ou menor grau estão atualmente estudando e incluindo as tecnologias de smart grid em seus planos normais, de forma silenciosa. Para as empresas, apesar dos incentivos insuficientes, é também fundamental MODERNIZAR, como forma de acompanhar uma maior e crescente complexidade da regulação. Há poucos anos as empresas eram avaliadas por poucos indicadores coletivos, como o DEC – Duração Equivalente de Interrupção, o FEC – Frequência Equivalente de Interrupção e o TMA- tempo médio de atendimento. Atualmente, além dos indicadores agregados, existe mais de duas dezenas de indicadores de variadas naturezas, que individualmente podem ensejar multas consideráveis caso não sejam observados. Os sistemas legados impossibilitam o atendimento a esta complexidade crescente de regulação, que crescentemente demanda sistemas de gestão também mais complexos e integrados – a motivação atual, entretanto, e infelizmente, está quase que exclusivamente calcada em redução de resultados, tarifas e aplicação de multas pelos reguladores, em vez de incentivos pró-ativos para as empresas aprimorarem seus serviços.
Breve histórico sobre as mudanças na legislação Brasileira para o Smart Grid
Como já mencionado, foram muitas as iniciativas da ANEEL no sentido de aprimorar procedimentos regulatórios que considerassem as novas tecnologias de smart grid, mesmo sem a necessária retaguarda de uma Política Nacional.
Em março de 2009 a Agencia lançou a consulta pública sobre medição eletrônica adotando uma sistemática inovadora de regulação, onde primeiramente formulou uma consulta aberta aos agentes interessados, solicitando contribuições nessa área, para somente depois, com base neste levantamento, colocar em discussão uma minuta de Resolução, que ainda se encontra em fase de publicação, provavelmente aguardando resultados dos estudos de P&D estratégico encomendados pela própria agencia, em desenvolvimento pelo Instituto ABRADEE.
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Posteriormente, em agosto de 2009, foi publicada a Regulamentação da Transmissão de dados pela rede elétrica das empresas de energia, onde a Agencia definiu que a exploração de serviços nesta área deve ser feita por empresa de Telecom, e parte relevante das receitas potencialmente auferidas pelas distribuidoras nesta área deveria ser revertida a favor da modicidade tarifária, ou seja, os clientes de eletricidade não podem financiar os serviços de outras áreas. A mesma resolução autorizou, entretanto, o uso desta infra-estrutura para a operação dos próprios serviços de eletricidade.
Posteriormente, em abril de 2010, foi constituído um Grupo de Trabalho pela Portaria 440/2010, publicada pelo MME, estabelecendo que em seis meses seria definida uma Política para o desenvolvimento de smart grids no Brasil. Este trabalho ensejou grande mobilização e muitas viagens ao exterior, mas até o Grupo de Trabalho ainda não publicou nenhuma conclusão ou recomendação.
Em 2010 a ANEEL publicou a chamada publica numero 11, para o desenvolvimento de um P&D estratégico, que também em 6 meses deveria estabelecer um política Publica para o desenvolvimento das Redes Inteligentes no Brasil. Este P&D iniciou-se cerca de seis meses depois, no início de 2011, sob a coordenação do Instituto ABRADEE e com a participação de Centros de Pesquisa, Universidades, Consultorias e inicialmente foi concluído em dezembro de 2011, devendo gerar a publicação de dois livros a respeito do tema. No final, o projeto ofereceu algumas recomendações genéricas e apresentou alguns cenários de possível penetração destas tecnologias, bem como estimou potenciais benefícios dentro de cada um destes cenários. Entretanto, dentro dos resultados que foram obtidos, o trabalho é mais rico em aprendizado coletivo e mapeamento tecnológico e funcional, do que propriamente em recomendações objetivas de efetivas políticas públicas. A pedido da própria ANEEL, este estudo deverá ter seus cenários mais aprofundados durante o ano de 2012 e deverá servir de ponto de partida para os esforços de Governo e multiministeriais que agora se iniciam. Em paralelo a estes esforços, outros quatro temas serão avaliados em mais detalhes a seguir: a alteração Metodológica da Estrutura Tarifária; a Regulação sobre pré-pagamento; a Geração Distribuída em pequena escala (Resolução 482/2012) e a metodologia do 3º. Ciclo de revisão tarifária das distribuidoras.
Alteração Metodológica da Estrutura Tarifária
Desde 2008, em um estudo que vem sendo desenvolvido em cinco etapas, também na forma de um P&D estratégico, a ANEEL esteve realizando a reavaliação de toda a estrutura tarifária empregada no Brasil, que havia sido desenvolvida com base em custos marginais, na década de 90. Esta revisão abrange tanto as tarifas na vertical (custos referentes ao fornecimento em cada nível de tensão), como na horizontal (custos de fornecimento nas várias horas do dia).
Estes estudos resultaram em uma proposta que promoverá uma redução significativa dos sinais ponta em relação aos de fora
de ponta para os grandes consumidores de energia, supridos em alta-tensão, dos chamados sub-grupos A4, A3 e A2. Esta redução na tarifa de usos do sistema de distribuição - TUSD no horário de demanda de ponta, quando o sistema é forçado a novos investimentos de expansão, e provocará simultaneamente um aumento na TUSD da demanda fora de ponta, quando teoricamente o sistema possui disponibilidade para o fornecimento a custos menores. O possível impacto, em relação às tarifas hoje vigentes, será um menor incentivo à modulação de demanda para os grandes clientes e um significativo aumento das tarifas dos consumidores supridos em baixa tensão a médio e curto prazo.
Estes efeitos trazem à consideração a pergunta inevitável sobre a base econômica e a política de alocação de custos entre os consumidores das várias classes de tensão e entre os vários horários do dia: a base econômica para esta mudança foi realmente bem avaliada?
As novas bandeiras tarifárias
Na nova estrutura tarifária foram criadas as chamadas bandeiras tarifarias, com sinalização vermelha, amarela e verde, com o objetivo de permitir um melhor espelhamento do preço do mercado de energia no mercado livre, o PLD -Preço de Liquidação das Diferenças, que reflete a disponibilidade e conseqüentemente o custo da geração de energia.
Em tempos de mudanças climáticas e substituindo os tradicionalmente conhecidos sinais tarifários, caracterizados pelos períodos seco (outono e inverno) e úmido (primavera e verão), onde os reservatórios das usinas hidrelétricas proporcionavam menor ou maior conforto de abastecimento, as bandeiras vão espelhar como um semáforo os níveis de disponibilidade de energia: a verde, energia disponível em condições adequadas, a amarela, onde pode haver risco de escassez no médio prazo e a vermelha, nos meses onde não há disponibilidade de água nos reservatórios e as fontes térmicas, mais poluentes e de maior custo, devem ser acionadas.
Entretanto, os valores incrementais tarifa vermelha e amarela foram pré-definidos em níveis fixos, respectivamente, com acréscimo de R$30,00/MWh e de R$ 15,00/MWh em relação à verde. Novamente a pergunta fundamental que se apresenta é se esses valores econômicos pré definidos realmente se justificam em uma base econômica, como um único sinal para um país como o Brasil, com dimensões continentais e grandes diferenças regionais. Ou seja, qual a base econômica da análise?
As Modalidades Tarifárias de baixa tensão – a chegada da tarifa branca
Uma outra grande mudança é a criação da tarifa branca na baixa tensão, também monômia como a atualmente utilizada, ou seja, só com custo por consumo - KWh e não com custo por demanda - KW, como as tarifas vigentes para os clientes da alta–tensão. Passarão a existir duas modalidades tarifarias:
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· A atual, com um único preço por KWh sem distinção de horário.
· A Tarifa Branca, também monômia, com 3 preços em R$/KWh, com 3 postos tarifários, detalhados a seguir: · Ponta - período de 3 horas consecutivas diárias com exceção aos sábados, domingos e feriados nacionais. Esta Ponta é diferente para cada concessionária, dependendo de vários fatores ligados à região e mercado atendido. · Intermediaria - Período formado pela hora imediatamente anterior e pela hora imediatamente posterior ao período de ponta, totalizando 2 horas por dia.
· Fora Ponta - Período composto pelas 19 horas complementares aos períodos de Ponta e Intermediário, bem como aos sábados, domingos e feriados.
Novamente, depois de publicada a nova estrutura, os impactos econômicos desta alteração ainda são desconhecidos. A regulamentação inicial previu início de um período de testes em 2013, sendo que a nova tarifa tem previsão de entrar em vigor a partir de 2014.
No caso do Brasil, a regulamentação novamente pré-definiu uma série de fatores, para todo o país:
• Relação de preços Ponta/Fora Ponta: 5 vezes o Fora de Ponta
• Relação de preços Intermediário/Fora Ponta: 3 vezes o Fora de Ponta
• Relação entre tarifa Fora Ponta Branca e Convencional: será estabelecida na Revisão Tarifária de cada empresa
• Duração e Relações: cada concessionária poderá propor alterações
A adoção de tarifas que sinalizem aos clientes os diferentes custos de fornecimento é sem dúvida um grande avanço, mas nos países e regiões onde já foram implantadas, normalmente são feitas avaliações e estudos prévios de elasticidade, preço e reposta à demanda. Estas respostas a preços variam enormemente de região para região em razão de hábitos culturais, renda, temperatura média, e uma série de fatores. Dada a grande diversidade existente entre as regiões do país, seria interessante rever estes patamares fixos de relação entre as demandas de ponta, intermediária e fora de ponta.
Alem disso, cabem algumas considerações finais sobre a nova tarifa branca. A ANEEL definiu que a nova tarifa branca será obrigatória para clientes com consumo acima de 500 KWh por mês, mas facultativa ou ”opt in” para os clientes acima de 200 KWh/mês, ou seja, só será aplicada pelos clientes que desejarem
modular suas cargas e seu uso. Isso, na prática, traz quebra de isonomia e um potencial desestimulo para que uma massa significativa de clientes gerencie seu consumo. Somente aqueles que visualizarem oportunidade econômica o farão, privilegiando benefício pessoal em detrimento do benefício sistêmico: os potenciais benefícios de um maior uso otimizado do sistema existente não serão auferidos, pois só irão aderir à esta tarifa os clientes que podem facilmente modular e se beneficiar com isso. Além disso, devemos lembrar que parte do estímulo à modulação, existente nas atuais tarifas dos grandes clientes, também está sendo modificado.
Todas estas mudanças implicam em padronizar e viabilizar a homologação de toda a nova geração de medidores, o que ainda não ocorreu. Após a publicação das funcionalidades mínimas, todos os fabricantes deverão ter seus equipamentos e protótipos certificados pelo INMETRO, não só em hardware, mas também em software, o que demandará tempo e investimentos da indústria.
As Distribuidoras terão que também preparar seus sistemas computacionais para as novas regras e fazer investimentos significativos na substituição de medidores e sistemas associados. Além disso, terão ao longo do tempo maiores custos e complexidade de gestão, e riscos de perda de receita em médio prazo, pois no mercado de varejo somente deverão aderir ao novo sistema os clientes que puderem reduzir suas contas. Neste particular, as perdas devidas à fraude na medição devem ser ponto de especial atenção das empresas, pois certamente os medidores eletrônicos e as novas tarifas trarão novas modalidades de fraude, agora mais sofisticadas e feitas apenas em determinados horários, na “modulação” das tarifas de maior custo.
O pré-pagamento – ainda sem definição
Enquanto a regulação segue ampliando novas regras que demandam alterações custosas e sofisticadas, o Brasil segue deixando pra trás ferramentas e soluções importantes, como a tecnologia de pré-pagamento.
Somente em setembro de 2011 o tema, adormecido durante muitos anos, começou a ser recolocado na pauta da regulação, em um seminário realizado pela ANEEL, trazendo experiências internacionais. O pré-pagamento de energia é uma modalidade antiga, já testada e aprovada em várias concessionárias no Brasil.
O sistema é apreciado tanto pelos clientes que já o experimentaram, e também pelas concessionárias. Não somente se aplica a clientes de baixa-renda ou com histórico de inadimplência: existem implementações desde a década de 90, no Brasil, com alto nível de aceitação entre clientes de média e alta renda e concessionárias.
A modalidade de pré-pagamento promove adicionalmente a eficiência energética, pois é simples e flexível de usar e sinaliza ao cliente a velocidade de seu uso e a situação do seu consumo, de forma similar à de um medidor de combustível existente em todos os nossos veículos.
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Já em larga utilização em vários países na América Latina, a ANEEL autorizou recentemente a realização de novos testes em algumas concessionárias, mas deveria pensar em antecipar rapidamente a implementação em larga escala deste sistema no Brasil, pois é inaceitável que o tema siga sem regulamentação, apesar da experiência internacional e do amplo consenso de ser oportuno e adequado à realidade do país.
Um marco histórico recente – a regulamentação da geração distribuída de pequeno porte
Conservador ao extremo no pré-pagamento e progressista em outros temas, o Brasil escreve seu nome como pioneiro na regulamentação da geração distribuída de pequeno porte, abrangendo instalações hidráulicas, eólicas, solares, sempre renováveis, com até 1MW.
A chamada micro-geração é uma unidade de até 100 KW e é conectada diretamente na unidade consumidora no sistema de distribuição; a mini-geração é uma unidade de 100 a 1000 KW (1 MW), também conectada na unidade consumidora. Os consumidores de energia poderão de forma facilitada construir suas próprias instalações geração de energia para suprir parte ou o todo de seu consumo, mantendo a conexão com a distribuidora para receber da rede pública o serviço de energia quando do não funcionamento ou do funcionamento parcial de seu gerador. Havendo excesso de geração, estes kWh excedentes poderão ser injetados no sistema da distribuidora de energia, e serem utilizados para suprir outros clientes.
Para promover e incentivar o uso dessas modalidades, a ANEEL criou o chamado sistema de compensação, chamado de “Net Metering”, ou seja, a medição líquida de balanço entre os kWh fornecidos pelo sistema publico da Distribuidora e os kWh excedentes, fornecidos pela geração de pequeno porte ao sistema público, para fornecimento a outros clientes. A Resolução 482/2012, aprovada em 17/04/2012, representa um marco histórico no setor de energia brasileiro – é a entrada definitiva do Brasil na tecnologia energética do século 21 e o início do fim do mercado cativo de energia.
A partir de 19/04/2012 as concessionárias terão 240 dias para definir regras, adequar seus sistemas comerciais e elaborar as normas para a aprovação, controle e operação destas usinas em pequena escala após publicação da Resolução. A conexão será direta ao sistema de baixa ou média tensão e a adesão será feita por opção do cliente.
Alem disso, quem optar pela geração de energia de fonte solar terá adicionalmente um desconto de 80% para os primeiros dez anos de operação, nas tarifas de uso dos sistemas elétricos, incidindo na produção e no consumo da energia comercializada.
O sistema de compensação é bastante simples, sempre vai ser
cobrado do cliente o liquido entre o consumido da rede publica e o excedente gerado e o fornecido ao sistema de distribuição publico. Será cobrada, no mínimo, uma tarifa de custo de disponibilidade, ou de demanda contratada. Quando existe o excedente, ainda assim é cobrada a tarifa mínima de disponibilidade ou demanda, e a compensação desse excedente pode ser dar em outros horários, respeitadas as relações de custos horários (ponta e fora de ponta) na mesma unidade consumidora, ou pode ser consumida também no mês subsequente, por 36 meses, ou em outras unidades do mesmo consumidor.
Eventuais custos de adequação do sistema para viabilizar o atendimento serão de responsabilidade do consumidor interessado, além da diferença do custo do net metering e do medidor convencional. A Distribuidora será também responsável pela operação, manutenção, eventuais substituições e adequações.
A adequação da rede, quando necessária, será de responsabilidade da distribuidora, dentro do prazo de vistoria, e em 82 dias para a micro-geração e em 112 dias para a mini-geração, o cliente deverá estar ligado, conforme demonstrado a seguir:
· 30 dias para emissão do parecer de acesso, ou até 60 dias caso haja necessidade de obras para implantação da mini GD
· 30 dias para vistoria após solicitação do consumidor · 15 dias para entrega do relatório de vistoria e · 07 dias para aprovação do ponto de conexão
O Sistema de Compensação de Energia regulamentado considera apenas a troca de kWh entre o consumidor participante e a distribuidora, não envolvendo qualquer circulação de valores monetários. Por este motivo, a tributação dos créditos gerados pela produção de energia própria ainda ficou para ser definida, pela Secretaria da Receita Federal e pelas Secretarias de Fazenda estaduais. Esse é um ponto que efetivamente pode comprometer a aplicação pratica da nova regulamentação.
Esta nova regulamentação traz, na prática, necessidade de adequação de procedimentos, sistemas e processos e também novas preocupações para as distribuidoras, principalmente no que diz respeito à remuneração adequada de seus sistemas e serviços, que deverá ser apenas garantida pelo custo de disponibilidade. Caso a remuneração não seja adequada, poderá haver um possível ônus adicional aos consumidores, como já com certeza deve ocorrer no caso da TUSD que deixará de ser recolhida em razão do desconto nos empreendimentos de fontes de origem solar fotovoltaica.
Além disso, por se tratar de tecnologias ainda em fase de maturação e disseminação comercial, haverá uma difícil previsibilidade e controle dos montantes que estarão sendo
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instalados, e aqui também haverá uma necessidade de antecipação de medidas para evitar um potencial aumento de fraudes e perdas de natureza comercial, com consumidores alegando que seu consumo decresceu em razão da instalação de fonte própria de geração.
Soluções eficientes de armazenamento de energia estão em franco desenvolvimento no mundo e estarão disponíveis em pouco tempo. Isso tornará ainda mais atrativo o advento da geração individual em escala residencial, pois o cliente poderá gerar energia durante o dia para utilizar à noite, nos horários de maior custo, por exemplo, o que deverá nos próximos anos tornar ainda mais restrito o mercado cativo e mudará substancialmente o futuro papel das distribuidoras de energia. As distribuidoras que hoje são a única supridora de eletricidade nos mercados regulados, com a popularização da micro-geração e do armazenamento de energia passarão a ser apenas supridoras do excedente, devendo, entretanto, explorar novos serviços de valor agregado e gestão, desde que a regulamentação permita.
As importantes mudanças no 3º ciclo de revisão tarifaria
Finalmente, outras importantes mudanças estarão sendo introduzidas no 3º ciclo de revisão tarifaria das distribuidoras de energia, que afetarão diretamente as receitas das concessionárias e consequentemente a sua capacidade de investimento.
Entre muitas mudanças importantes, para o escopo deste artigo serão destacadas as seguintes:
- haverá a captura direta da qualidade do serviço prestado no fator X – empresas que não estejam prestando um bom serviço, dentro dos critérios definidos pelo regulador em cada caso, serão penalizadas em até 1% das receitas autorizadas na parcela B, tendo uma tarifa menor. De forma oposta, empresas que possuem índices que não estejam alinhados com as expectativas da ANEEL e que apresentem melhorias, poderão ter acesso a receitas aumentadas em até 1% da parcela B. Ocorre, entretanto, que o ranking criado pela ANEEL para a classificação das distribuidoras observa não somente os índices apurados, mas também os limites julgados apropriados pela própria Agência para cada empresa, que são bastante questionados, por não serem estabelecidos por metodologia reprodutível e comparável entre empresas. Além disso, empresas que possuem desempenho muito melhor do que os preconizados como limites pela ANEEL e que deteriorem estes níveis atuais, serão penalizadas pela mesma regra, pois a Agencia progressivamente irá reduzir estes limites.
- para o terceiro ciclo ocorreu o congelamento da empresa de referência, ou seja, os custos das empresas para a operação dos serviços ficam congelados, enquanto as obrigações de contrato tem crescido sistematicamente nos últimos anos, inclusive pela introdução de novos índices a serem apurados, associados a multas progressivas na ultrapassagem de limites. - a adoção de benchmarks de excelência olhando o passado
coletivo das distribuidoras, em vez do futuro individual do mercado e circunstâncias de cada empresa - a Agência passou a adotar comparações entre as empresas prevendo custos adequados ao futuro e isso modificou toda a lógica do negocio, pois os modelos não são capazes de considerar o significativo aumento de obrigações que sistematicamente vem sendo imputado às empresas.
- a redução do WACC líquido de 9,95% para 7,5% - ou seja, a rentabilidade autorizada para a remuneração do capital próprio das empresas será reduzida, entre outros motivos, pelo entendimento de que houve expressiva redução no risco país ( embora em função da criatividade profícua de criação de novas regras e obrigações possa na pratica, segundo o entendimento de muitos, não ter reduzido o risco regulatório efetivo), e a ANEEL esta dando com isso um sinal para a sociedade na busca de maior modicidade tarifaria.
- a captura de outras receitas também será destinada para a modicidade tarifária, fato que desencoraja as empresas a buscar outras receitas nos novos negócios decorrentes do smart grid, pois estas outras receitas serão em 90% destinadas à modicidade tarifaria. Aqui falta a sensibilidade de rever esta posição e iniciar o desacoplamento das tarifas, para que as empresas possam realizar a modernização de seus sistemas vislumbrando uma segurança mínima de garantia de retorno e estabilidade de regras, contando apenas com os riscos do próprio investimento em tecnologia, e com a certeza regulatória da possibilidade de sua recuperação caso o plano de negócios se revele promissor.
De todas estas regras, a redução significativa das receitas e conseqüentemente da capacidade de endividamento e de investimento necessária para viabilizar a transformação tecnológica, e a redução de incentivos para a transformação do negócio com a geração de outras receitas são barreiras muito fortes, estabelecidas na regulação, que podem e que certamente comprometerão a implantação das redes inteligentes no país, caso não sejam revistas.
Quais os próximos passos , afinal, o que o Brasil precisa?
Entre as recomendações necessárias para o Brasil, a prioridade numero um será a consideração das novas tecnologias de smart grid no Planejamento Energético Nacional, buscando estabelecer ESTRATÉGIAS de GOVERNO e uma VISÃO e COMPROMISSO de longo prazo , envolvendo vários Ministérios, com a existência de um patrocinador. Tomando exemplo do que ocorre em vários países que elegeram a energia e o seu uso eficiente como prioridade absoluta para a segurança, conforto e desenvolvimento, a presidente Dilma Roussef, considerando seu passado como profissional do setor de energia, deveria ser a grande mentora e patrocinadora dessa visão.
Toda regulação decorrente desta estratégia governamental deve ser precedida pela avaliação econômica dos impactos e a absoluta transparência na alocação dos custos,
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responsabilidades, oportunidades e benefícios ao longo da cadeia produtiva do setor, fato que merece aprimoramentos e complementação em algumas das regulamentações já publicadas, antes de sua efetivação.
Um dos alicerces para que a transformação e modernização possa ocorrer é a estabilidade de regras e da regulação, para que as empresas possam ter segurança do retorno dos investimentos requeridos para a infra-estrutura, que são significativos em volume, mas amortizados somente a longo prazo. Da mesma forma, caso o Governo decida promover a transformação com investimentos viabilizados pelas próprias empresas, deve haver incentivo para a busca de novas receitas e serem também priorizados mecanismos que promovam o desacoplamento entre vendas e receitas para que as empresas passem a enxergar a eficiência energética, a implementação da política governamental e as novas oportunidades de negócio, sem o atual mercado cativo, como uma questão de sobrevivência. Finalizando, a própria Política e as Estratégias governamentais iriam acabar por oferecer e adequar a capacidade de financiamento do setor para a modernização.
Conclusões
Dentro de uma transformação tecnológica que é global, o Brasil somente agora iniciou a formatação da necessária política de governo para o setor, liderada de forma clara e inequívoca, de forma interministerial. Esta política, entretanto, precisa ser ainda definida e colocada em prática, com liderança efetiva e muita comunicação aos agentes.
Enquanto isso, a ANEEL vem e deverá continuar buscando atuar com modernidade e transparência, submetendo e implementando resoluções progressistas à apreciação dos agentes, sendo que suas ações deverão ao longo do tempo estar alinhadas e operacionalizar a necessária política governamental.
Mesmo assim, o aumento sistemático de novas obrigações, ano a ano, para as concessionárias, já está a requerer significativos
Sobre o autor
*CYRO VICENTE BOCCUZZI, fundou e Preside o Fórum Latino Americano de Smart Grid e possui 30 anos de experiência no setor de Energia participando do corpo diretivo de empresas e entidades do setor, no Brasil e no exterior.
investimentos em tecnologia e gestão das empresas nos próximos anos.
As regras do 3º ciclo trazem, entretanto, redução significativa da receita e da capacidade de endividamento e investimento destas empresas, bem como desestímulo à busca de novas receitas. As mudanças já anunciadas na estrutura tarifária precisam ser melhor avaliadas em termos de impacto econômico aos diferentes segmentos de clientes e às concessionárias, numa visão de equilíbrio econômico financeiro de longo prazo. A regulação da micro geração traz, na pratica, o inicio do fim do fim do mercado regulado para as distribuidoras e coloca o Brasil no século 21, mas ao mesmo tempo questões tributárias importantes acabaram ficando para definição posterior. Muitas mudanças simultâneas deverão progressivamente entrar em cena até 2014, o que traz a necessidade de melhor avaliação conjunta dos impactos no setor e simultaneamente o inicio da educação dos consumidores nestes temas.
A chegada do Smart Grid é inevitável e apenas questão de tempo: precisamos nos preparar, criando o ambiente de regulação e os modelos econômicos para sua viabilização sustentável.
Por esse motivo, o Fórum Latino Americano de Smart Grid continuará cumprindo com seu importante papel de incluir agentes nestes debates, com isenção, independência, neutralidade, inclusão e diligência, oferecendo sua contribuição para a sociedade latino americana, onde os agentes e a sociedade possam participar e contribuir com a discussão sobre a modernização dos sistemas atuais de eletricidade na medida em ela for técnica, econômica, ambiental e socialmente justificável.
Em 2012, a Conferência do Fórum terá como tema geral: "O engajamento dos Governos e as parcerias Público-Privadas na condução de Programas de Transformação Tecnológica em Energia Inteligente" e será realizada de 27 a 29 de novembro, em São Paulo, Brasil.
