Honrado pelo convite para contribuir com minha visão sobre o atual momento do mercado, nesta coluna vou estabelecer uma visão sobre a evolução da prestação de serviços de fornecimento de energia no Brasil.

Extensas regras e fundamentos estruturais do setor elétrico estão atualmente em processo e revisão. Não são poucas as mudanças e, naturalmente, trazem novos cenários comerciais e, principalmente, operacionais.

Reestruturações no setor são recorrentes; isso aconteceu no final da década de 1990, quando o Ministério de Minas e Energia conduziu uma extensa investigação sobre o setor por meio do Projeto de Reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro (Projeto RE-SEB). O diagnóstico era claro: concentração vertical de atividades em empresas estatais com pouca (ou nenhuma) capacidade de investimentos e deterioração crescente dos serviços essenciais de fornecimento de energia.

Na altura, as conclusões referiam-se à necessidade de diversificar e segmentar as empresas do setor: (i) geração; ii) transmissão; e (iii) distribuição para promover a concorrência, aumentar investimentos e um modelo mais equânime.

Essa segregação de atividades trouxe novos ares ao setor, introduziu a lógica bem-sucedida de leilões de geração no Ambiente de Contratação Regulado (ACR) e consolidou o Ambiente de Contratação Livre (ACL), por ex. Aumentamos a governança técnica no setor. Nos tornamos referência mundial em operação de grandes redes de transmissão pela atuação do Operador Nacional do Sistema (ONS) no Sistema Interligado Nacional (SIN) e na geração de energia limpa.

20 anos se passaram e os desafios agora são outros. Grandes redes de transmissão geram custos cada vez maiores, encargos setoriais mal planejados geram distorções e as intermináveis discussões tributárias sobre suas incidências transformaram a nossa energia barata e limpa em uma tarifa cara e de baixa qualidade.

Mas, vamos focar na Distribuição, onde o cenário parece mais crítico.

O somatório de fatores acima e o avanço da tecnologia hoje nos coloca de frente com a tecnologia solar, que permite ao consumidor pressionado a possibilidade de gerar a própria energia. O mundo inteiro faz isso (ou pensa em fazer isso). Essa é a chamada Geração Distribuída de energia (GD) que instituiu, em 2012, o Sistema de Compensação de Energia (SCEE).

A partir 2018, a GD ganhou contornos exponenciais e os problemas regulatórios se iniciaram de forma efetiva e na época a REN nº 482/2012 ANEEL previa a revisão das regras em 2019. O processo foi amplamente divulgado e criou-se naquele dia um clima de confronto entre consumidores e concessionárias. O problema regulatório é, na essência, a questão da remuneração pelo uso da rede de distribuição, no caso o Fio B.

Sabendo-se que a distribuição de energia elétrica é caracterizada como um segmento da indústria que tem como objetivo diminuir a tensão da rede de transmissão, conectar centros produtores e fornecer energia elétrica aos consumidores. O Submódulo 7.1 do PRORET define que: “TUSD FIO B – formada por custos regulatórios pelo uso de ativos de propriedade da própria distribuidora que compõem a Parcela B, compreendida por: (i) custo anual dos ativos (CAA); e (ii) custo de administração, operação e manutenção (CAOM).”

Dessa forma, a componente tarifária TUSD Fio B é a componente destinada a remunerar os ativos e investimentos das distribuidoras. Lembrando que a distribuição compreende a rede elétrica e os equipamentos que operam em alta tensão (acima de 69 kV e abaixo de 230 kV), média tensão (acima de 1 kV e abaixo de 69 kV) e baixa tensão (igual ou inferior) a 1 kV).

Em decorrência da politização da discussão, a ANEEL não discutiu o assunto a tempo e, em paralelo, discutia-se o tema no âmbito do Congresso Nacional. Tais discussões culminaram em janeiro de 2022 com a edição e publicação da Lei nº 14.300/2022, que cria o Marco Legal da Microgeração e da Minigeração Distribuída, Sistema de Compensação de Energia Elétrica (SCEE) e o Programa de Energia Renovável Social (PERS)*. Saímos então de uma Resolução Normativa (a RN 482) para uma Lei Federal.

Pela Lei 14.300/2022, ficou estabelecido, entre outros pontos, a cobrança pelo uso da rede (ou pelo uso do fio) de forma gradual, de janeiro de 2023 a 2029. Nesse período, é cobrado percentual sobre a energia gerada sobre a Tarifa de uso do Sistema de Distribuição (TUSD) – cobrança essa que não existia.

Superado o tema regulatório da remuneração pelo uso da rede, hoje, o setor enfrenta mais um desafio. E, desta vez, operacional.

Com a penetração exponencial da geração distribuída, e em especial neste ano de 2023, redes que foram projetadas para fluxos unidirecionais de energia, hoje precisam se adequar aos volumes de energia injetados por recursos distribuídos e manter a qualidade do fornecimento de energia elétrica aos consumidores. E são vários os quesitos de avaliação da qualidade do fornecimento de energia: (i) nível de tensão; (ii) oscilações de tensão; (iii) desequilíbrios de tensão; (iv) distorções harmônicas de tensão e (v) continuidade do fornecimento, dentre outros.

Ocorre que, recentemente, o grande atrito entre consumidores geradores de energia e concessionárias de distribuição de energia é a perturbação que a geração causa nos níveis de tensão em alimentadores e postos de transformação. E são dois os relatos mais comuns: sobretensão e inversão do fluxo de potência.

Sabidamente, são fenômenos que existem de fato. Porém, cabe cuidadosamente à concessionária dar o devido tratamento aos fenômenos e conciliar o interesse dos acessantes interessados na geração própria de energia, conforme dispõe o artigo 73 da RN 1000/2021 da ANEEL**.