Escrito por João Vitor Faveret
Em abril de 2012, a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) publicou a Resolução Normativa (REN) 482/2012, estabelecendo as diretrizes para o mercado de Micro e Minigeração Distribuída (MMGD), também chamada de Geração Distribuída (GD). Esta modalidade permite que consumidores gerem sua própria energia através de fontes de hidráulica, solar, eólica, biomassa ou cogeração. Contudo, em virtude de limitações físicas e econômicas, a adoção de painéis solares demonstrou-se predominante na decisão dos consumidores, correspondendo a 98% das instalações de MMGD.
Diversidade de modalidades
Além das regras delimitando a característica dos empreendimentos em até 5 MW de capacidade instalada, consumidores poderiam optar por modalidades de geração distintas, como: autoconsumo local, autoconsumo remoto e geração compartilhada. Intuitivamente, no primeiro caso, a central geradora se encontra no mesmo local de consumo; no segundo, em locais de geração e consumo destinos; no último, uma geração repartida entre consórcios, cooperativas ou condomínios. Em todas as modalidades, a geração deve ser na mesma área de concessão da distribuidora da unidade consumidora.
Assimetria tarifária
Migrar para a geração própria proporcionou inúmeros benefícios tarifários para aqueles que a aderissem. Ao se desobrigarem de remunerar integralmente as distribuidoras (cobrados apenas pelo custo de disponibilidade), consumidores-geradores (também chamados de prossumidores ou prosumers) abstinham-se de encargos setoriais como a CDE (Conta de Desenvolvimento Energético) e o PROINFA (Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica), e eliminavam os riscos de sazonalidades das bandeiras tarifárias. Não obstante, uma geração acima da carga poderia ser abatida da conta de luz em forma de compensação de créditos. Exemplificando, cada 1 kWh gerado, excedente ao volume consumido, seria convertido em um crédito de 1 kWh, a ser abatido de sua conta de luz futura, válido por até 60 meses.
Apesar do êxito em acelerar a adoção de fontes renováveis, precedeu-se uma relevante distorção no quadro regulatório, decorrente do então modelo de compensação de energia. Fundamentalmente, revisões tarifárias quinquenais de distribuidoras procuram equiparar as remunerações de agentes da cadeia, tais como transmissoras, distribuidoras e fundos setoriais. Assim, a quantia total a ser recolhida por concessionárias, após reajuste tarifário, deve permanecer a mesma. Dessa forma, o crescimento da geração distribuída propagou um aumento direto na tarifa daqueles que não a aderissem, porque a remuneração dos agentes setoriais afeta um volume menor de consumidores. Portanto, limitações físicas residenciais e, principalmente, o elevado grau de investimento necessário para implantação de sistemas fotovoltaicos, acabaram por potencializar um subsídio reverso, beneficiando aqueles com maior capacidade financeira, em detrimento daqueles com renda inferior.
Novo Marco Legal da GD
Com isso, no dia 07/01/2022, foi sancionado o PL 5.829/20, originando o Novo Marco Legal da GD, regido pela Lei 14.300/2022. Visando adequar o mercado frente ao desequilíbrio desencadeado pela antiga REN 482/2012, foram introduzidas diretrizes para o cálculo de uma nova regra tarifária.
Para não prejudicar aqueles enquadrados na regra antiga, adotou-se um período transitório. Consumidores que protocolassem a solicitação de acesso após 07/01/2023 recairiam sob um novo modelo de compensação de energia, enquanto aqueles que antecipassem esse marco usufruiriam da antiga regra até 2045.
Na nova modalidade de compensação, consumidores terão que pagar um percentual do Fio B, inserido na esfera da Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD). Atualmente, esse percentual é de 30% do valor da TUSD, sendo incrementado escalonadamente, em passos de 15% anuais, até atingir 90% em 2029. Por sua vez, esse componente da tarifa tem como objetivo remunerar as distribuidoras pelo uso de sua infraestrutura. Nesse modo, quando um consumidor com geração distribuída consome energia diretamente das redes de distribuição, e consequentemente se beneficia do uso da infraestrutura da concessionária, o percentual do Fio B incorrerá em sua conta de luz. O custo de Fio-B é proporcional à densidade demográfica de uma área de concessão. Distribuidoras que englobam uma área extensa com poucos consumidores, possuem custos de Fio-B maiores, pois o número de unidades que rateiam o custo de distribuição é menor. Em contrapartida, quanto maior a área de concessão, maior o custo de implementação da rede de distribuição. Além disso, créditos oriundos da geração excedente passam a ter validade de 30 meses.
Não menos importante, a geração simultânea passou a proteger consumidores com autoconsumo local do modelo atual de compensação de energia. Nesse caso, no período em que o consumo ocorre concomitante à geração, autoprodutores locais não possuem exposição à taxação do Fio B, tendo em vista que não há necessidade do uso da infraestrutura da distribuidora. Contudo, enxerga-se um estímulo para o mercado de armazenamento de energia elétrica, tendo em vista que o consumo, em momentos de baixa insolação, poderá se aproveitar da energia armazenada.