A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) publicou uma nota técnica detalhando as premissas utilizadas no Plano Decenal de Expansão da Energia (PDE) 2023, que ainda será divulgado na íntegra. No documento, a EPE cita dois casos internacionais de alteração no modelo de geração distribuída, da Califórnia e da Espanha, que tiveram diferente efeitos sobre a expansão da geração solar de pequeno porte.
A Espanha é um exemplo clássico do efeito “boom and bust” – algo como “prosperar e fracassar”, que descreve um período de rápido crescimento seguido por um igualmente rápido declínio. O país aprovou, em 2007, um período de transição de um ano para reduzir as tarifas de remuneração de sistemas de GD. Em 2008, as instalações cresceram 400% em relação ao ano anterior. Com a entrada das novas tarifas, o mercado caiu a zero em 2009 e depois retornou a valores tímidos nos anos seguintes.
Imagen: EPE
Na Califórnia, por outro lado, a atualização do modelo original de net-metering produziu efeitos mais brandos nas instalações anuais. Sob o novo NEM 2.0, o gerador começou a pagar uma taxa única de conexão do sistema, teve que migrar para uma tarifa dinâmica e parou de compensar alguns componentes tarifários.
Imagen: EPE
No caso brasileiro uma das principais mudanças é o gradual pagamento da tarifa que remunera o uso da rede das distribuidoras de energia (Tusd fio B) – que corresponde a aproximadamente, em média 28% da tarifa de energia do consumidor residencial. A cobrança desse componente tarifário para novos sistemas conectados a partir de 2023 começará em 15% e aumentará 15% ano a ano até chegar a 90% em 2029.
Na análise da EPE, por um lado, o Brasil se assemelha à Califórnia em função da pequena e gradual cobrança pelo uso da rede. Por outro, o caso californiano se distingue por ter adotado como gatilho para a alteração das regras a capacidade instalada (MW), enquanto no Brasil e na Espanha foi adotado o gatilho de data, o que favorece o efeito boom and bust.
Portanto, há incerteza na dinâmica de instalações de MMGD no Brasil nos próximos anos.
A Lei n° 14.300, manteve a essência do modelo de compensação de energia regulamentado pela Aneel em 2012 – em que a energia gerada e injetada na rede pelo consumidor é “transformada” em créditos para compensar na próxima conta. Por outro lado, a lei trouxe alterações que devem impactar o ritmo e o mercado potencial das instalações no Brasil.
O tamanho do efeito de “corrida” previsto para 2022 e início de 2023 para enquadrar os projetos nas regras antigas, por exemplo, não é capturado pela modelagem padrão da EPE, uma vez que a velocidade de adoção é calibrada pelo modelo com base no histórico anual, e o os números até 2021 não incorporam esse fator “extra” de incentivo. Além disso, há incerteza quanto aos efeitos dessa corrida após janeiro de 2023.
De fato, a expansão da GD projetada para este ano mencionada na nota técnica da EPE, de 4,8 GW, já foi superada. A modalidade adicionou 5,1 GW em 2022, até o início de novembro.
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