Braskem e Lummus firmam parceria para estudo de eletrificação dos fornos de craqueamento
16/04/2024
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(*) Baseado em artigo aceito para publicação na CBQEE 2019 [1].
A Net Metering é a atual política regulatória adotada no Brasil, que corresponde a um esquema de compensação de energia: a energia injetada na rede pelo sistema de geração distribuída (GD) atribui créditos ao proprietário (também chamado prosumer), que pode utilizá-lo em um período de cinco anos [2]. Como a geração distribuída vem crescendo exponencialmente [3], sem quaisquer mudanças regulatórias, a médio prazo, haveria um impacto negativo nas receitas das concessionárias e sucessivos aumentos tarifários pelo agente regulador para manter o equilíbrio econômico do mercado. Aumentos tarifários levariam a ainda mais investimentos em sistemas de geração distribuída e os consumidores economicamente incapazes de investir seriam os mais afetados por esse fenômeno, chamado de espiral da morte, levando a impactos sociais maciços. Para mitigar esse problema, o agente regulador (Aneel) introduziu a Audiência Pública 001/2019 [4], que muito provavelmente abolirá a prática de Net Metering e adotará tarifas distintas de compra e venda, ou seja, a concessionária comprará a energia de geração distribuída a uma tarifa mais baixa.
A regulamentação atual da geração distribuída deve mudar, de modo que nenhum dos participantes do mercado prejudique os outros. No entanto, essa mudança precisa ser meticulosamente analisada, pois é importante garantir simultaneamente o equilíbrio do mercado e incentivar investimentos na geração distribuída. Se o agente regulador homologar uma baixa tarifa de venda (da perspectiva do prosumer), haverá poucos investimentos em geração distribuída e seus benefícios não serão explorados com eficiência. Ao mesmo tempo, se uma alta tarifa de venda for homologada, na hipótese de se manter a atual regulação das distribuidoras, o fenômeno da espiral da morte não será devidamente mitigado, e os consumidores que não possuem sistemas de geração distribuída (consumidores convencionais) serão prejudicados.
A principal contribuição do artigo aceito para publicação na CBQEE 2019 é analisar se a regulamentação proposta pela Aneel é bem-sucedida na redução significativa do impacto da geração distribuída nas receitas das concessionárias. Ao mesmo tempo, verifica-se se os sistemas de geração distribuída ainda são viáveis com base no Modelo TAROT – Tarifa Otimizada [5]. O bem-estar socioeconômico calculado pelo modelo também é um critério importante para verificar a adequação da regulamentação e é analisado de acordo.
A Aneel introduziu seis alternativas tarifárias para regular o mercado de geração distribuída [6]:
O período de contribuição para a audiência pública foi aberto até 19 de abril de 2019 e a agência propõe que, para geração local (consumo e geração no mesmo local), a Alternativa 0 pode ser mantida para até 3,40 (GW) de capacidade total instalada em todo o território nacional. A partir deste limite, sugere-se a adoção da Alternativa 1. Para geração remota (toda energia gerada injetada na rede), recomenda-se adotar a Alternativa 1 quando atingir 1,25 (GW). Assim que a geração remota atingir 2,13 (GW), a Alternativa 3 é sugerida. A Aneel afirma ainda que a Alternativa 0 será mantida para sistemas instalados antes dos limites, por um período de 25 anos.
O modelo TAROT – Tarifa Otimizada [5] apresentado pode representar diferentes tarifas de compra e venda de maneira relativamente simples, o que parece ser uma ferramenta valiosa para avaliar os impactos econômicos causados pela regulamentação proposta pela Aneel. A conclusão mais importante é que a nova política diminui significativamente a influência econômica que a geração distribuída tem sobre as empresas. No entanto, isso inquestionavelmente reduzirá os investimentos em geração distribuída e diminuirá o bem-estar socioeconômico (EWA) do mercado de eletricidade. Os estudos de caso mostraram que as três empresas analisadas apresentam superávits positivos (EVA), o que significa que não é necessária uma mudança regulatória para que elas operem com equilíbrio econômico e financeiro. No entanto, isso não significa que nenhuma outra empresa brasileira precise de mudanças.
Como as empresas de distribuição têm capacidades instaladas muito diferentes de geração distribuída, limites distintos poderiam ser uma solução melhor, uma vez que uma mudança de regulamentação ainda não é necessária para empresas com baixa penetração de GD renovável. Limites distintos seriam uma forma de incentivar investimentos em áreas pouco exploradas. O regulamento proposto pela Aneel diminui repentinamente a tarifa equivalente para a GD renovável assim que os limites da capacidade instalada forem atingidos, o que também diminuirá repentinamente a demanda por sistemas de geração distribuída. Essa abordagem é prejudicial para os revendedores e para toda a cadeia de agregação de valor em GD renovável, já que mudanças mais brandas permitiriam uma melhor previsão de demanda.
Estudos para melhorar a precisão do modelo TAROT são necessários. Por exemplo, é importante quantificar melhor os parâmetros de redução de custo da concessionária devido à geração distribuída. Além disso, uma mudança de regulamentação tão importante deve ser meticulosamente analisada em vários modelos antes de ser homologada, uma vez que terá um enorme impacto na sociedade, incluindo prosumers, consumidores, concessionárias, revendedores e funcionários. Além disso, pode quebrar a liderança potencial do país no uso equilibrado de energias renováveis no mundo e não estimular a indústria de energia a buscar novos modelos de negócios [7]-[12] em um mercado inteligente (Smart Market) e em um contexto de Smart Grids.
*Benedito Donizeti Bonatto, associate Professor at UNIFEI – Federal University of Itajuba, Brazil, at the Institute of Electrical Systems and Energy, where he is one of the leaders of the Advanced Power Technologies and Innovations in Systems and Smart Grids Group. He is the vice-president of the Brazilian Society of Power Quality (SBQEE), and Senior Member of the IEEE – The Institute of Electrical and Electronics Engineers.
E-mail: [email protected]
*Héctor Arango é professor titular aposentado da Universidade Federal de Itajubá (UNIFEI). Graduado em Engenharia Elétrica pela Universidad Nacional Del Sul. Recebeu o grau de Mestre em Ciências pela Escola Federal de Engenharia de Itajubá, EFEI, (1990), o título de Doutor em Engenharia Elétrica pela Universidade de São Paulo – USP (1996).
Foi coordenador do Curso de Especialização de Sistema Elétricos (CESE), na UNIFEI, Itajubá. Trabalha como consultor pela empresa Matrix Engenharia em Energia, atuando em projetos de transmissão e distribuição de energia elétrica.
*Miguel Castilla Fernandez, associate Professor at the Escola Politècnica Superior d’Enginyeria de Vilanova i la Geltrú, Universitat. Politècnica de Catalunya, M.S. in Telecommunication Engineering, UPC (1995), Ph.D., Electronic Engineering Department, UPC (1998).
His research focuses on the design, implementation and evaluation of control technologies for power electronics systems. Particularly, my interests is focused on applications of power electronics in generation, transmission, and distribution of electrical energy (including energy efficient systems, renewable energy systems, storage energy systems, microgrid control, FACTS, …).
E-mail: [email protected]
*Vinícius Braga Ferreira Costa é graduado em Engenharia Elétrica pela UNIFEI (2013-2017) e está desenvolvendo sua dissertação de Mestrado em Engenharia Elétrica sob a orientação do Prof.
Benedito Donizeti Bonatto e Prof. Hector Arango. Suas áreas de interesse são: mercado de energia elétrica; armazenamento de energia; energias renováveis, redes elétricas inteligentes.
E-mail: [email protected]
