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Mogi das Cruzes, 30 de dezembro de 2019

ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica

Via e-mail cp025_2019@aneel.gov.br

Contribuição à Consulta Pública 25/2019

Prezados Senhores,

A Sun Mobi, nome fantasia da Nova Sun-Sim Energias Renováveis, é uma startup criada em 2016 com o

objetivo de desenvolver um modelo de negócio que permita a pessoas físicas e pequenas empresas adotarem

práticas sustentáveis de consumo de energia elétrica, combinando o acesso à geração limpa a partir da

modalidade geração compartilhada com a utilização de sensores de consumo de energia em tempo real para a

adoção de práticas de eficiência energética.

Nossa equipe é formada por profissionais com sólida formação acadêmica em Engenharia Elétrica, História,

Economia e Administração de Empresas, em nível de Bacharelado, Especialização, Mestrado e Doutorado em

instituições de destaque no Brasil, EUA e Inglaterra, além de profunda experiência profissional no setor elétrico,

tanto no Brasil quanto no Reino Unido, em todos os elos da cadeia de valor do setor: Geração, Transmissão,

Distribuição, Comercialização e Operação do Sistema, conforme ilustrado no quadro abaixo:

1. Objetivo

O objetivo da nossa contribuição é oferecer subsídios à Aneel no sentido de complementar a Nota Técnica nº

188/2019-SGT/ANEEL, em especial buscando endereçar o ponto identificado nos parágrafos 18 e 25, conforme

reproduzidos abaixo:

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18. Consideradas essas condições de curto prazo, não é escopo deste estudo quantificar potenciais

benefícios da Geração Distribuída sobre os custos do sistema (...).

25. Assim, o primeiro aspecto é avaliar quais itens são impactados pela variação de mercado. Para

tanto, adota-se uma visão de curto prazo em que determinados custos não são variáveis no período de

referência do processo tarifário. Como já dito, não é objeto do presente estudo avaliar potenciais

benefícios que a mini e microgeração distribuída teria na postergação de investimento, nos custos

operacionais, nas perdas técnicas, dentre outros aspectos. Parte-se do pressuposto que os custos

atuais existem e somente seriam alterados no longo prazo.

Assim, este documento apresentará análises que embasam a quantificação de benefícios eletro-energéticos de

curto prazo da geração distribuída, de forma a permitir o estabelecimento do impacto líquido sobre os demais

consumidores atendidos pela concessionária de distribuição.

Ressalte-se que a Sun Mobi entende que o princípio da avaliação como um custo aos demais consumidores da

redução de mercado em decorrência da instalação de geração distribuída é um equívoco, à medida em que

desconsidera o papel da GD como elemento de eficiência energética quando, na realidade, seu impacto na

redução do consumo líquido do sistema deveria ser percebido como benefício à sociedade. Entretanto, como

indicado no parágrafo anterior, o objetivo deste documento é complementar e não contradizer as análises

apresentadas pela equipe da Superintendência de Gestão Tarifária (SGT). Os benefícios de curto prazo

calculados neste documento são: redução do custo de operação do sistema e redução de perdas técnicas nas

redes de distribuição e transmissão.

Como se demonstrará, mesmo que se considere de forma equivocada a redução do mercado das distribuidoras

como custo a ser repassado aos demais consumidores, ao se considerar os benefícios eletro-energéticos de

curto prazo, calculados de forma conservadora neste documento, o valor máximo que é repassado aos demais

consumidores é de R$ 31,25/MWh, o que equivale a 23% da TUSD Fio B.

Assim, é possível estabelecer uma cobrança justa de uma tarifa de uso pelas redes relativa à parcela de

energia compensada oriunda de injeção ocorrida em momento ou local distinto daquele em que a energia é

consumida, de forma a garantir que não haja impacto tarifário para os demais consumidores atendidos pela

concessionária de distribuição, ao mesmo tempo em que se mantém a viabilidade econômica de todas as

modalidades de geração distribuída.

Segundo os cálculos realizados de forma conservadora neste documento, tal tarifa teria como valor máximo

cerca de 50% da TUSD Fio B para a parcela de energia compensada, sendo que para a unidade consumidora

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com minigeração distribuída que injeta a energia na rede deve ser aplicada a TUSDg, conforme proposto pela

Aneel na Consulta Pública.

Por fim, a Sun Mobi reitera sua posição como forte defensora da modalidade Geração Compartilhada e acredita

que, dada seu reduzidíssimo nível de participação, seria válido à Aneel considerar a manutenção das regras

vigentes por prazo compatível para permitir seu desenvolvimento. Com base na experiência das demais

modalidades, recomenda-se que tal prazo seja de pelo menos 4 anos.

2. Redução do custo de operação do sistema

O sistema elétrico brasileiro é operado de forma centralizada pelo ONS, cuja missão é "promover a otimização

da operação do sistema eletroenergético, visando ao menor custo para o sistema, observados os padrões

técnicos e os critérios de confiabilidade estabelecidos nos Procedimentos de Rede aprovados pela Aneel". Para

atingir tal objetivo, o ONS executa um conjunto de atividades desde o planejamento de longo prazo da

operação, até o controle da geração para garantir balanço em tempo real entre produção e consumo.

Em primeiro lugar, é importante ressaltar que o ONS considera na minimização de custos para o sistema

apenas aspectos técnicos, sem qualquer influência da posição contratual dos agentes, isto é, o custo de

operação do sistema é absolutamente independente dos volumes ou preços de contrato estabelecidos no

mercado. Assim, trata-se de um custo à sociedade como um todo e qualquer esforço para reduzi-lo se traduz

em benefício universal para todos os consumidores de energia.

De forma simplificada, a operação ótima do sistema se faz com o "empilhamento" das unidades geradoras de

menor custo variável unitário1 até que se atenda a demanda de energia, conforme ilustrado na figura a seguir. A

área sob o gráfico2 indica o custo total de operação do sistema, cujo valor o Operador do Sistema busca

minimizar.

1 No caso de um sistema hidrotérmico como o brasileiro, aplica-se uma metodologia de projeção futura de cenários hidrológicos para se obter um custo teórico da água, emulando o que seria um custo variável de operação das usinas hidrelétricas. Note-se que esse custo, embora teórico, representa de fato o valor presente de um custo futuro de despacho termelétrico.

2 𝐶𝑢𝑠𝑡𝑜 𝑑𝑒 𝑂𝑝𝑒𝑟𝑎çã𝑜 = ∫ 𝐶𝑉𝑈(𝑥)𝑑𝑥𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎

0

4

O benefício de redução do custo de operação do sistema ocorre em função da redução da demanda líquida

percebida pelo ONS e, consequentemente, da redução da necessidade de despacho de usinas no tempo real.

Como pode-se observar na figura acima, na ausência da geração distribuída, a demanda percebida pelo ONS

seria maior, deslocando a seta laranja vertical (que indica o ponto da demanda) para a direita (indicada pela

seta vertical pontilhada), e a área cinza aumentaria através de dois efeitos combinados: aumento da base e

eventual aumento do CVU da planta marginal (seta laranja horizontal pontilhada).

2.1. Metodologia de cálculo utilizada

A forma mais precisa para se averiguar a redução do custo total de operação do sistema proporcionado pela

geração distribuída seria a simulação de toda a programação de operação do sistema reduzindo a geração

medida das usinas de micro e minigeração, de forma a se capturar toda a dinâmica de trabalho do ONS.

Evidentemente, trata-se de trabalho extenso e de elevada complexidade.

Como alternativa pragmática, utilizou-se a combinação de dados públicos do ONS (CMO semi-horário) e da

Aneel (capacidade instalada de geração distribuída) com a medição horária de usina gerida pela Sun Mobi em

Araçoiaba da Serra-SP para se obter uma estimativa conservadora da redução do custo de operação do

sistema. A estimativa é considerada conservadora pois:

i. Assume que o CMO não se alteraria na ausência da geração distribuída, ou seja, não considera

uma eventual necessidade de despacho de novas usinas na curva de mérito do sistema (conforme

indicado na figura abaixo);

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ii. Utiliza como base a geração observada na região de Araçoiaba da Serra-SP, cuja irradiação média

é de 5,43 kWh/m2/dia para ângulo otimizado, que representa a mediana do país, mas está abaixo

da irradiação das regiões de maior capacidade instalada, como Minas Gerais; e

iii. considera que toda a GD é de fonte fotovoltaica, com fator de capacidade de 21%, abaixo do valor

considerado pela Aneel para as demais fontes (70% para UTE, 30% para eólica, 50% para CGH).

Os dados utilizados cobrem o período de 12 meses completos mais recentes (de 01/12/2018 a 30/11/2019). A

figura a seguir ilustra o método de cálculo utilizado:

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2.2. Resultados e discussão

A aplicação da metodologia descrita acima permitiu a obtenção de uma estimativa conservadora do custo de

operação total do sistema evitado em função da redução de consumo líquido observado pelo ONS, por conta da

produção de energia oriunda de geração distribuída.

Para o período de 01/12/2018 a 30/11/2019, o custo total evitado foi de R$ 530.390.942,29 (quinhentos e trinta

milhões, trezentos e noventa mil e novecentos e quarenta e dois reais e vinte e nove centavos). Considerando a

produção de energia oriunda de geração distribuída total de 2.088.613 MWh, isso equivale a um benefício

trazido ao sistema de R$ 253,94/MWh.

Ao se observar os dados de forma mais próxima, percebe-se que há uma elevada correlação entre o Custo

Marginal de Operação e a produção de energia a partir de geração distribuída, ou seja, a geração ocorre em

momentos em que a energia é mais valorizada, conforme pode-se observar nos gráficos abaixo:

3. Redução das perdas técnicas

O sistema elétrico opera sob duas leis fundamentais da física, a partir das quais serão discutidos os efeitos

sobre as perdas técnicas decorrentes da injeção de energia na rede de distribuição oriunda de unidades de

micro e minigeração distribuída:

1. O fluxo de energia pelos condutores causa uma perda proporcional ao quadrado da corrente, conforme

a fórmula P= R x I2 (lei de Ohm);

2. Geração e demanda devem estar balanceadas instantaneamente para manutenção da frequência do

sistema em 60 Hz;

Dessa forma, ilustrando o sistema elétrico de forma simplificada conforme a figura abaixo como ponto de

partida:

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Nesse exemplo simplificado, vamos assumir que o Consumo pode ser representado3 por uma corrente I1 e a

resistência de cada elo entre o Centro de gravidade e o Ponto de consumo como RRede Básica e RDistribuição. Assim,

o fluxo de corrente pode ser descrito conforme abaixo:

Ou seja, o fluxo que sai do "centro de gravidade" pode ser descrita como:

I1 + Perdas D + Perdas RB

Onde,

Perdas D = RDistribuição*I12

Perdas RB = RRede Básica * (I1 + Perdas D)2

E, fazendo-se as devidas substituições, tem-se que:

Perdas RB = RRede Básica * (I1 + RDistribuição*I12)2

3 Nota aos engenheiros eletricistas: para simplificar a análise e evitar necessidade de conversão entre níveis de tensão, o racional seguirá em pu e não se está considerando potência reativa

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Perdas RB = RRede Básica * (I12 + 2*RDistribuição*I13 + RDistribuição

2*I14)

Nota-se, aqui, um efeito acumulativo importante em que as perdas na distribuição causam perdas adicionais na

rede básica, o que gera um efeito à quarta potência da corrente da demanda!

Efeito da injeção de corrente no sistema de distribuição pela geração distribuída

Ao se injetar uma corrente no sistema de distribuição, através de uma unidade de minigeração ou microgeração,

há uma redução no fluxo de energia proveniente do centro de gravidade, em função do balanceamento

instantâneo entre geração e demanda. Chamando-se a corrente proveniente dessa geração distribuída de ΔI1,

tem-se uma nova situação conforme ilustrado a seguir:

O novo fluxo que sai do "centro de gravidade" é:

I1 - ΔI1 + Perdas D' + Perdas RB'

Onde,

Perdas D' = RDistribuição*(I1 - ΔI1) 2

Perdas RB' = RRede Básica * (I1 - ΔI1 + Perdas D')2

Assumindo-se um exemplo numérico em que a potência injetada pela Geração Distribuída equivalha a 5% do

Consumo Local, tem-se que:

ΔI1 = 0,05 * I1

Perdas D' = RDistribuição*(I1 - ΔI1) 2

9

= RDistribuição*(0,95 * I1) 2

= 0,9025 * RDistribuição*(I1) 2

= 0,9025 * Perdas D

Ou seja, as perdas no sistema de distribuição se reduziriam em 9,75%. De forma similar e em função do efeito

quadrático da corrente sobre as perdas na rede básica4, fica evidente que o efeito na redução das perdas

(técnicas) totais do sistema é bastante expressivo para injeção de corrente por geração distribuída nos sistemas

de distribuição, seja BT ou A4. O fator quadrático, para valores próximos a 10%, pode ser linearizado para

multiplicar por 2, ou seja, as perdas são reduzidas em fator de 2, conforme ilustrado na tabela abaixo:

Corrente injetada

(% da carga)

1% 2% 3% 4% 5% 6% 7% 8% 9% 10%

Redução de perda

arredondado

(% das perdas)

-2% -4% -6% -8% -10% -12% -14% -15% -17% -19%

3.1. Metodologia de cálculo utilizada

Inicialmente, cumpre estabelecer o valor de base das perdas técnicas no sistema elétrico brasileiro. Conforme

dados consolidados da CCEE para o ano de 2018, o fator referente à parcela de perdas na rede básica sob

responsabilidade dos perfis de consumo representou 2,5% do consumo de energia no período. Ainda, segundo

relatório "Perdas de Energia Elétrica na Distribuição" emitido pela Aneel, o fator médio de perdas técnicas na

rede de distribuição foi de 7,5% da energia injetada em 2018. Por fim, utilizando-se como base os dados da

revisão tarifária da CPFL Piratininga para a distribuição das perdas nos diferentes níveis de tensão, chegam-se

aos seguintes dados:

Nível de tensão Perdas técnicas (%)

Rede básica 2,5%

AT 5,0%

MT 2,1%

BT 0,4%

Total 10,0%

4 O cálculo ficaria excessivamente extenso para este documento, mas a matemática é bastante intuitiva

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O quadro acima reforça um aspecto fundamental do cálculo do benefício de redução de perdas à medida em

que cresce o nível de penetração da Geração Distribuída: ainda que se admita a possibilidade de "saturação" da

GD localmente, de forma que o impacto sobre as perdas técnicas para o nível de tensão onde o sistema está

instalado venha a ser nulo (ou mesmo negativo, ou seja, aumentando as perdas localmente), o benefício nos

níveis de tensão à montante se mantêm e, como o nível de perdas é substancialmente superior nos maiores

níveis de tensão, para níveis realistas de penetração de GD sempre haverá benefício de redução de perdas

técnicas no sistema como um todo.

Importante relembrar que, dado o efeito quadrático das perdas, discutido na seção anterior, e dado que a

participação da geração distribuída é suficientemente pequena em relação aos fluxos de potência nas redes de

alta tensão, cada 100 kWh de injeção de GD reduz as perdas em 15 kWh nos níveis AT e Rede Básica5. Já para

os níveis de MT e BT, deve-se calcular o efeito efetivo da injeção sobre o próprio nível de tensão, uma vez que

o benefício marginal de injeção de GD é decrescente, conforme ilustrado na figura abaixo:

Para averiguar o impacto sobre as perdas, foram calculados os efeitos sobre o carregamento das redes tipo

utilizados no processo de revisão tarifária da CPFL Piratininga, que ocorreu em outubro/2019, para diferentes

níveis de penetração de GD em relação à carga total daquela rede (de 0 a 100%).

O gráfico abaixo ilustra o exemplo para a rede tipo RT-012 (BT):

5 Para ilustrar numericamente: suponha um fluxo de potência na Rede Básica + AT de 1000 MW. Uma injeção de 1 MW equivale uma redução de carga de 0,1%. Pela lógica das Perdas = R x I2, isso equivale uma redução de perdas de 0,9992 = 0,998, ou seja, de 0,2%. Como o fator de perdas é de 2,5% + 5,0% = 7,5%, a redução de perdas será 0,2% x 7,5% = 2 x 0,1% x 7,5% = 0,1% x 15%.

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A tabela a seguir ilustra as análises relativas ao caso desse alimentador de baixa tensão para níveis

representativos de penetração:

% penetração Capacidade GD

(MW)

Efeito sobre

perdas no

próprio nível de

tensão

Efeito sobre

perdas nos

níveis de

tensão à

montante

Efeito total

sobre perdas

Efeito perdas

(MWh/ano)

Efeito perdas/

geração GD

5 25 -9% -10% -10% -9.040 -20%

10 49 -17% -20% -20% -18.026 -20%

15 74 -23% -30% -30% -26.959 -20%

20 99 -28% -40% -40% -35.837 -20%

25 123 -31% -50% -49% -44.661 -20%

50 247 -25% -100% -97% -87.970 -19%

70 345 +6% -140% -134% -121.645 -19%

100 493 +98% -200% -188% -170.535 -19%

A seguir, ilustra-se o caso para o alimentador RT-022 (MT) e a respectiva tabela de análise:

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% penetração Capacidade GD

(MW)

Efeito sobre

perdas no

próprio nível de

tensão

Efeito sobre

perdas nos

níveis de

tensão à

montante

Efeito total

sobre perdas

Efeito perdas

(MWh/ano)

Efeito perdas/

geração GD

5 50 -9% -10% -10% -17.233 -19%

10 99 -17% -20% -19% -33.965 -19%

15 149 -24% -30% -29% -50.194 -18%

20 198 -29% -40% -38% -65.921 -18%

25 248 -34% -50% -46% -81.145 -18%

30 297 -36% -60% -55% -95.868 -18%

50 495 -34% -100% -86% -149.738 -16%

80 793 +8% -160% -123% -215.478 -15%

100 991 +63% -200% -143% -249.263 -14%

Os cálculos foram replicados para todos os circuitos tipo, com o objetivo de se obter uma faixa de valores para a

reação entre redução de perdas e geração GD, chegando-se à faixa entre -14% e -20%.

Para o cálculo do efeito financeiro da redução das perdas técnicas, parte-se da premissa base da Nota Técnica

da Aneel que os custos estruturais e contratuais são fixos e, portanto, olham-se apenas os impactos de curto

prazo. Assim, a redução das perdas técnicas implica diretamente em uma redução do consumo medido na

CCEE e, consequentemente, em uma exposição positiva ao mercado de curto prazo, valorado ao Preço de

Liquidação de Diferenças (PLD).

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De forma similar ao realizado para o cálculo do benefício de redução de custos totais do sistema, aqui também

foram utilizados os dados de capacidade instalada de GD da Aneel e a curva horária de geração apurada em

Araçoiaba da Serra-SP, conforme ilustrado na figura abaixo:

3.2. Resultados e discussão

A aplicação da metodologia descrita acima permitiu a obtenção de uma estimativa da redução das perdas

técnicas em função da injeção de energia nas redes de distribuição de baixa e média oriundos de geração

distribuída.

Para o período de 01/12/2018 a 30/11/2019, as perdas técnicas evitadas estiveram entre R$ 65.060.029,14

(sessenta e cinco milhões, sessenta mil e vinte e nove reais e catorze centavos) e R$ 92.942.898,77 (noventa e

dois milhões, novecentos e quarenta e dois mil e oitocentos e noventa e oito reais e setenta e sete centavos).

Considerando a produção de energia oriunda de geração distribuída total de 2.088.613 MWh, isso equivale a

um benefício trazido ao sistema entre R$ 31,21/MWh e R$ 44,58/MWh.

Note-se que o cálculo acima já considera eventuais situações extremas em que a injeção de energia pela

Geração Distribuída equivaleria ao consumo total do alimentador onde a geração está instalada.

4. Consolidação dos benefícios e análises de sensibilidade

A Nota Técnica nº 188/2019-SGT/ANEEL apresenta uma análise do custo equivalente para cada MWh de

Geração Distribuída que teria sido arcado pelos demais consumidores em 2018, em função da redução do

mercado da distribuidora, sem considerar quaisquer benefícios da GD, conforme explicitamente informado

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naquele documento. Ao se somar as estimativas conservadoras de redução de custo de operação e de perdas

técnicas nas redes de distribuição e transmissão, chega-se ao valor líquido do possível impacto tarifário aos

demais consumidores atendidos pela distribuidora, entre R$ 31,25/MWh e R$ 44,62/MWh.

Para fins de sensibilidade, ainda que se considere um cenário hidrológico mais favorável, resultando em valores

mais baixos tanto para o CMO (para fins de cálculo de redução de custo de operação) quanto para o PLD (para

fins de cálculo do impacto da redução de perdas técnicas), o valor justo máximo a ser cobrado como tarifa dos

consumidores com GD que zeraria qualquer impacto aos demais consumidores seria de R$ 67/MWh, o que

equivale a 50% da TUSD Fio B, conforme calculado na figura abaixo:

5. Conclusões

A Sun Mobi, startup fundada por profissionais com sólida formação acadêmica e longa experiência nos setores

elétricos brasileiro e britânico apresentou sua contribuição para complementar a Nota Técnica nº 188/2019-

SGT/ANEEL, no sentido de incorporar os benefícios de curto prazo trazidos pela injeção de energia nas redes

de distribuição de baixa e média tensão oriundos de usinas de micro e minigeração.

Conforme apresentado, a Sun Mobi entende que é possível estabelecer uma cobrança justa de uma tarifa de

uso pelas redes relativa à parcela de energia compensada oriunda de injeção ocorrida em momento ou local

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distinto daquele em que a energia é consumida, de forma a garantir que não haja impacto tarifário para os

demais consumidores atendidos pela concessionária de distribuição, ao mesmo tempo em que mantém a

viabilidade econômica de todas as modalidades de geração distribuída.

Segundo os cálculos realizados de forma conservadora neste documento, tal tarifa teria como valor máximo

cerca de 50% da TUSD Fio B para a parcela de energia compensada, sendo que para a unidade consumidora

com minigeração distribuída que injeta a energia na rede deve ser aplicada a TUSDg, conforme proposto pela

Aneel na Consulta Pública.

Importante ressaltar que os métodos de cálculos aplicados seguem os preceitos adotados pela Aneel em seus

procedimentos de revisão tarifária (Proret), que trata de forma estatística todas as relações entre fluxos de

potência e custos recuperáveis, adotando o uso de médias e fatores de coincidência. Assim, ainda que seja

possível identificar casos anedóticos extremos em que os racionais apresentados neste documento não se

apliquem, cabe à Agência adotar princípios regulatórios amplos e de aplicação universal, ou seja, não se pode

tentar regular o setor a partir das exceções, mas sim com base em um arcabouço com embasamento técnico,

econômico e jurídico.

Ademais, cabe à Agência coibir casos extremos e potencialmente abusivos – seja pelo lado dos consumidores

com geração distribuída, seja pelo lado das concessionárias de distribuição – de forma pontual, através de um

trabalho de fiscalização ágil e assertivo. Em outras palavras, a utilização de alavancas tarifárias gerais para

tratar casos pontuais (ainda que paradigmáticos) pode levar ao risco de se perpetuarem desigualdades no

setor, nomeadamente, ao se "mirar" a regulação com base em um cenário baseado no caso da Cemig (com

elevado índice de penetração de GD), acaba-se "acertando" os consumidores baseados na CPFL Piratininga

(que ainda apresenta reduzidíssima participação no mercado de GD).

Por fim, a Sun Mobi reitera sua posição como forte defensora da modalidade Geração Compartilhada e acredita

que, dada seu reduzidíssimo nível de participação, seria válido à Aneel considerar a manutenção das regras

vigentes por prazo compatível para permitir seu desenvolvimento. Com base na experiência das demais

modalidades, recomenda-se que tal prazo seja de pelo menos 4 anos.