Levantamento da PSR e da Daimon aponta crescimento de quase seis vezes nos encargos entre 2022 e 2025 e identifica impactos sobre tarifas, contratação de energia e operação das redes; entidade propõe rever regras do SCEE e cobrar pelo uso da transmissão
Os subsídios associados à micro e minigeração distribuída (MMGD) representam um custo anual estimado em R$ 20 bilhões para os consumidores de energia elétrica, de acordo com estudo elaborado pelas consultorias PSR e Daimon a pedido da Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee). Apresentado nesta terça-feira (10), o levantamento aponta que os encargos relacionados à modalidade cresceram quase seis vezes entre 2022 e 2025 e avalia que os custos transferidos aos demais consumidores superam os benefícios sistêmicos da geração distribuída.
A análise identifica efeitos em diferentes segmentos do setor elétrico. Na distribuição, destaca o aumento da sobrecontratação decorrente da redução do mercado faturado e a pressão sobre a remuneração das redes. Na geração centralizada, estima maior necessidade de investimentos em expansão e aumento dos cortes de produção. Já na transmissão, aponta situações de inversão do fluxo de potência em subestações que conectam as redes de distribuição à rede básica.
As conclusões e propostas fazem parte de um debate sobre a revisão do modelo de compensação da energia injetada por unidades de geração própria. A Abradee defende mudanças na alocação dos custos associados à MMGD, com alterações na estrutura tarifária e na cobrança pelo uso das redes.
Sobrecontratação transfere custos para consumidores sem geração própria
Um dos principais efeitos identificados pelo estudo está na contratação de energia pelas distribuidoras. Como as concessionárias assumem compromissos de compra para atender à demanda projetada, a expansão da geração distribuída pode reduzir o consumo faturado sem eliminar os contratos já firmados.
Esse descompasso resulta em sobras contratuais. Os custos da energia adquirida e não consumida precisam ser tratados conforme as regras de comercialização e de repasse tarifário, o que pode elevar os encargos suportados pelos consumidores que permanecem no mercado regulado e não possuem sistemas próprios.
As simulações do levantamento, com dados operacionais da Cosern, da Cemig e da Energisa Mato Grosso, ilustram esse efeito. Na área de concessão da Cosern, a sobrecontratação teria alcançado 23,5% em razão da retração do consumo faturado. Para enfrentar esse desequilíbrio, a Abradee propõe que os custos da sobrecontratação involuntária associados à geração distribuída sejam alocados aos participantes do Sistema de Compensação de Energia Elétrica (SCEE), em vez de permanecerem distribuídos entre os demais consumidores.
A entidade também defende a separação entre a medição da energia consumida da rede e a energia injetada pelo sistema de geração própria. A proposta permitiria identificar de forma mais precisa o uso da infraestrutura e os custos associados a cada fluxo.
Estudo propõe mudanças na estrutura tarifária
Entre as recomendações apresentadas estão a adoção de tarifas horárias, binômias ou trinômias, com cobrança que reflita o uso da rede em diferentes períodos e componentes do serviço. O estudo também sugere diferenciação tarifária por localização, para considerar as condições específicas das redes em cada área de concessão.
Outra proposta é estabelecer tratamento regulatório distinto para geração local e geração remota. Na primeira modalidade, a unidade consumidora produz energia no próprio local de consumo. Na geração remota, a energia é produzida em outro endereço e compensada na unidade consumidora, mantendo a dependência da infraestrutura de distribuição para o transporte e a compensação dos créditos.
A Abradee também defende a cobrança pelo uso da rede de transmissão, o chamado Fio A, sobre a energia injetada pela MMGD. A medida busca incluir na remuneração da infraestrutura os impactos associados ao fluxo de excedentes de geração distribuída nas subestações de fronteira.
MMGD amplia desafios para operação e expansão do sistema
Na geração centralizada, o levantamento estima que a expansão da MMGD eleva em aproximadamente 14% a necessidade de investimentos para expansão da capacidade do sistema elétrico. As simulações também apontam aumento entre 44% e 81% nos cortes forçados de geração, em comparação com cenários sem a modalidade.
O estudo calcula ainda que a presença da geração distribuída pode ampliar em até R$ 42/MWh a volatilidade intradiária do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD).
A principal explicação está na concentração da produção fotovoltaica durante o dia. A geração solar distribuída reduz a demanda líquida atendida pelas usinas centralizadas nas horas de maior insolação, mas essa contribuição diminui no fim da tarde. O sistema precisa, então, elevar rapidamente a geração de outras fontes para acompanhar a retomada do consumo.
Esse comportamento altera o perfil de operação do Sistema Interligado Nacional (SIN) e aumenta a necessidade de flexibilidade para equilibrar oferta e demanda. O estudo defende que os geradores distribuídos também participem do rateio dos custos relacionados ao curtailment e a outras restrições operativas.
A discussão ocorre em um momento de crescimento expressivo dos recursos distribuídos. Segundo o Ministério de Minas e Energia (MME), com base no Plano Decenal de Expansão de Energia (PDE) 2036, a MMGD representou 7% da geração total de eletricidade do país em 2025 e deverá alcançar 91,7 GW de capacidade instalada em 2036 no cenário de referência.
Inversão de fluxo alcança subestações de transmissão
Os impactos apontados pelo estudo também chegam à rede básica. A expansão de sistemas de geração distribuída pode provocar inversão do fluxo de potência nas subestações de fronteira, que tradicionalmente recebem energia da rede de transmissão para abastecer as redes de distribuição.
Com a injeção de excedentes fotovoltaicos, parte da energia passa a fluir no sentido contrário, da distribuição para a transmissão. Essa condição exige avaliação dos limites operacionais dos equipamentos e pode demandar adaptações na infraestrutura.
O levantamento identifica situações mais críticas no Rio Grande do Sul, em São Paulo, Goiás, Minas Gerais, Paraná e Mato Grosso. A ocorrência de inversão de fluxo, porém, depende das características da rede, da concentração de geração e do perfil de consumo em cada região.
A própria regulamentação da ANEEL prevê que as distribuidoras realizem estudos quando a conexão de micro ou minigeração provocar inversão de fluxo em equipamentos da rede, com avaliação de alternativas técnicas para eliminar ou mitigar o problema.
A Abradee sustenta que a expansão da MMGD exige revisão dos critérios de remuneração e planejamento das redes, de modo que os custos de infraestrutura sejam distribuídos de acordo com o uso efetivo do sistema.
Debate envolve revisão dos subsídios e do modelo de compensação
As propostas apresentadas pela associação envolvem mudanças na forma como os custos da geração distribuída são distribuídos entre os usuários do sistema. O debate passa pela revisão dos benefícios tarifários previstos no marco legal da modalidade, pela remuneração das redes e pela participação da MMGD nos custos decorrentes das restrições operativas.
A discussão também precisa considerar os benefícios da geração próxima ao consumo, como a redução de perdas elétricas em determinadas condições e o adiamento de investimentos em redes locais. A dimensão desses efeitos depende da localização dos sistemas, do perfil de geração e consumo e das condições operacionais de cada área.
O desafio regulatório é estabelecer uma metodologia que reconheça esses benefícios sem transferir custos desproporcionais aos consumidores que não possuem geração própria. As estimativas da PSR e da Daimon, contratadas pela Abradee, oferecem argumentos para a revisão defendida pelas distribuidoras, mas os valores e impactos apresentados dependem das premissas e dos cenários adotados no estudo.
