A Aneel deve votar na próxima terça-feira os resultados da segunda fase da Consulta Pública 39, sobre a regulamentação para o armazenamento de energia elétrica. Nesta semana, seis superintendências da agência publicaram uma Nota Técnica conjunta analisando as contribuições de agentes enviadas durante a consulta, com novidades e mudanças em relação as propostas iniciais da agência.
O principal ponto de atenção é a metodologia proposta para a contratação do sistema de transmissão e distribuição para BESS autônomos, que no momento tende a exigir que esses projetos sejam tarifados tanto como consumidores de energia (uma tarifa mais alta) quanto como geradores. Isso contrasta com o método de “perfil dominante” proposto anteriormente, em que a tarifa aplicável seria calculada de acordo com o uso do sistema de transmissão ou distribuição.
Por outro lado, a Nota Ténica sinaliza Embora a nota permita uma redução na quantidade de uso do sistema contratado, resultando em maior armazenamento de energia, o percentual de redução é arbitrário (atualmente 20%, contra 15% em uma iteração anterior), e isso só se aplica a sistemas novos e existentes com uma redução anual de 5%.
“A Nota Técnica ainda não é resolução, mas é a recomendação por parte das áreas técnicas, e é compartilhada por seis superintendências então realmente representa o denominador comum de várias áreas”, disse à pv magazine o presidente da Associação Brasileira de Soluções de Armazenamento de Energia, Markus Vlasists. “Só o fato de ter esse avanço já é muito positivo porque a gente sabe que a Aneel está passando por uma situação orçamentária e de mão de obra bastante desafiadora. Então a gente parabeniza a agência por ter conseguido avançar nessa discussão.”
As definições sobre a cobrança de uso do sistema de transmissão só serão conhecidas após a deliberação e votação do tema por parte da diretoria da Aneel. O assunto está agendado para a próxima reunião do colegiado, na terça-feira (12/08).
As regras serão essenciais para a modelagem e avaliação de competitividade de investimentos em projetos de BESS centralizados, como os que pretendem participar do leilão de reserva de capacidade que o governo promete realizar desde 2024.
Vlasits lembra, no entanto, que além da regulamentação, há um outro fator crítico que atrasa o andamento do leilão, a falta de uma portaria de diretrizes do Ministério de Minas e Energia (MME). “Sem essa portaria, nada pode acontecer em relação ao leilão, incluindo a definição dos produtos do leilão (se será para sistemas autônomos, sistemas co-localizados ou ambos)”.
Ele reforça a necessidade de realização de um leilão para BESS, sob o risco de ou aumentar a contratação de termelétricas, ou de o país passar por um novo blecaute.
A Nota Técnica destaca entre os principais resultados dessa fase:
- Definição conceitual dos Sistemas de Armazenamento de Energia e das modalidades de operação possíveis, com o objetivo de uniformizar o entendimento técnico-regulatório e facilitar a aplicação das normas propostas.
- Tratamento do SAE como usuário da rede elétrica, estabelecendo critérios claros para seu acesso, com definição das regras necessárias para a celebração dos Contratos de Uso dos Sistemas de Transmissão e Distribuição (CUST/CUSD).
- Flexibilização da contratação do Montante de Uso dos Sistemas (MUST/MUSD) no caso de centrais geradoras que optem pela instalação de SAE colocalizados, incentivando uma melhor utilização da infraestrutura existente e ampliando da eficiência.
- Definição da tarifa de uso aplicável ao SAE, em sintonia com o atual arcabouço normativo, assegurando a sinalização e alocação dos custos de rede para o fluxo bidirecional de potência.
- Enquadramento jurídico do SAE Autônomo como Produtor Independente de Energia Elétrica (PIE), garantindo sua adequada inserção no marco legal e regulatório vigente.
- Previsão da colocalização de SAE com centrais geradoras e unidades consumidoras, tanto em redes de transmissão quanto de distribuição, conferindo clareza e segurança jurídica. Foi prevista a possibilidade de instalação do SAE junto a central geradora tanto por meio de colocalização — com uma única outorga abrangendo a Central Geradora e o SAE — quanto por meio de associação, na qual a Central Geradora e o SAE possuem outorgas independentes, preservando sua autonomia jurídica e operacional.
- Ampliação do Programa de Resposta da Demanda, prevendo a participação dos SAE nos mecanismos de deslocamento de carga, com possíveis ajustes futuros em Procedimentos de Rede e de Comercialização, assegurando a correta contabilização da energia e a manutenção da confiabilidade do sistema.
- Avanços no tratamento das Usinas Hidrelétricas Reversíveis (UHR), propondo rito próprio para outorgas de unidades em ciclo fechado, e permitindo também sua inserção em empreendimentos existentes por meio de processo de alteração de características técnicas.
- Sinalização regulatória para a prestação de serviços ancilares pelos SAE, com previsão normativa para empilhamento de receitas, ampliando as possibilidades de monetização dos serviços prestados ao sistema pelo SAE.
- Definição das regras de tratamento dos encargos setoriais aplicáveis aos SAE, promovendo segurança jurídica e coerência regulatória.
- Previsão da base de cálculo aplicável à Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica (TFSEE) e a eventuais penalidades, conferindo maior transparência e previsibilidade ao cumprimento das obrigações regulatórias.
- Estabelecimento de diretrizes sobre a necessidade de contratação de lastro por agentes detentores de SAE, considerando suas diferentes formas de operação e serviços prestados ao sistema.
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