A ANEEL prepara uma revisão dos procedimentos de rede que daria às distribuidoras o poder de controlar 13 gigawatts de minigeração distribuída nos momentos de sobra no sistema elétrico, uma mudança que alcança 68 mil usinas e deixa intactos os 4,31 milhões de microgeradores do país.
A proposta entra na pauta da reunião de diretoria da agência na próxima terça-feira, 8 de setembro. Se for aprovada, abre consulta pública, e é nesse momento que o setor terá prazo formal para reagir.
Conforme a Agência iNFRA, o alvo da revisão não é o painel no telhado de casa. A agência separou explicitamente as duas faixas da geração distribuída, e só a maior delas entra no escopo.
O que muda para quem tem minigeração distribuída
A regra atual trata a geração distribuída como algo que a distribuidora recebe e acomoda. O sistema cresceu tanto, porém, que essa acomodação passou a ter custo técnico real em determinadas horas do dia.
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O que a ANEEL propõe é criar o comando. Ou seja, dar à distribuidora a capacidade de reduzir ou interromper a injeção dessas usinas quando a rede local não tiver como absorver tudo o que está sendo gerado.
São 13 gigawatts nessa condição, distribuídos em 68 mil centrais. Para efeito de comparação, é uma potência da ordem de grandeza de usinas hidrelétricas de grande porte, só que espalhada por dezenas de milhares de pontos diferentes do território.
Quem tem microgeração fica de fora. De acordo com a proposta, os 4,31 milhões de microgeradores registrados no país não serão afetados, justamente por serem mais capilarizados e individualmente pequenos demais para justificar controle remoto unidade a unidade.
A distinção é importante e costuma se perder no debate público. Microgeração é o sistema de telhado, residencial ou de comércio pequeno. Minigeração é outra escala: fazenda solar de porte médio, usina de condomínio de geração compartilhada, projeto que nasceu para vender crédito de energia a terceiros.
Os prazos que a agência colocou na mesa
A proposta não entra em vigor de uma vez. Segundo o desenho apresentado, os procedimentos atualizados passam a valer seis meses após a publicação.
Para novas conexões, no entanto, a exigência é imediata. Quem for pedir acesso à rede depois da mudança já entra com o requisito de controlabilidade embutido no projeto.
O estoque existente ganha janelas diferentes. As chamadas usinas tipo 3 já instaladas teriam quatro meses para se adequar, enquanto a minigeração existente teria seis meses.
Adequar, nesse caso, quer dizer instalar e configurar os equipamentos que permitem à distribuidora enxergar e comandar a usina remotamente. Portanto, existe um custo de retrofit envolvido, e ele recai sobre quem já investiu na planta.
Esse é o ponto que deve concentrar a briga na consulta pública. Uma coisa é aceitar a regra em projeto novo, que pode precificar o equipamento desde o início. Outra é receber a conta em uma usina que já está operando com retorno calculado sob outras premissas.
Por que a rede chegou a esse ponto
A geração distribuída brasileira cresceu muito rápido e cresceu de baixo para cima, sem passar por leilão ou planejamento centralizado. Cada projeto foi conectado onde havia demanda e onde o cliente quis instalar.
O resultado é um sistema com milhões de pontos injetando energia ao mesmo tempo, concentrados nas mesmas horas de sol, muitas vezes em alimentadores que não foram dimensionados para isso. Durante os períodos de carga leve, sobra energia em pontos específicos da rede.
Quando isso acontece, o operador precisa de alguma alavanca para equilibrar. Hoje, essa alavanca existe para as usinas centralizadas, que podem ser despachadas ou reduzidas por ordem do sistema. Para a geração distribuída, ela praticamente não existe.
O detalhe que muda tudo é a assimetria de escala. Uma usina centralizada de 13 gigawatts seria um único empreendimento, com uma sala de controle, um contrato e um interlocutor. Os mesmos 13 gigawatts em minigeração estão em 68 mil endereços diferentes, com 68 mil proprietários e nenhum canal padronizado de comando.
É essa dispersão que torna a exigência técnica cara. Não basta escrever a regra: cada uma das usinas precisa ter medição, comunicação e capacidade de resposta remota instaladas e funcionando, sob padrão que a distribuidora consiga operar em escala.
Além disso, existe a questão de quantas vezes o corte aconteceria. Uma coisa é aceitar interrupção em situação excepcional, poucas horas por ano. Outra bem diferente é ver a usina desligada de forma recorrente em todo meio-dia ensolarado de baixa demanda, o que corroeria a receita prevista no projeto original.
É difícil não ver a proposta como o reconhecimento de que a geração distribuída deixou de ser marginal. Uma tecnologia só ganha regra de controle quando o volume dela passa a mexer com a estabilidade do conjunto.
Do outro lado, o setor solar vai argumentar que controlabilidade sem contrapartida é perda pura para o gerador, e que o investidor precisa saber quantas horas por ano pode ser cortado antes de aceitar a regra. Essa conta, por enquanto, não está posta.
E é uma conta que muda financiamento.
Projeto de minigeração costuma ser financiado com base numa curva de geração estimada, e o banco empresta contra essa curva. Se a energia injetada passa a depender de uma decisão operacional da distribuidora, o risco muda de natureza e tende a aparecer no custo do crédito, encarecendo o próximo projeto antes mesmo de a regra entrar em vigor.
O que já está decidido é bem menor do que parece: a diretoria vai analisar se abre ou não a consulta. Dessa forma, nada muda para ninguém nesta semana, mas quem tem minigeração distribuída conectada tem agora um prazo concreto para acompanhar e um número para guardar, os 13 gigawatts que a agência colocou no radar.
Você tem geração solar conectada à rede? Aceitaria ser desligado em horas de sobra se houvesse compensação?
