Por que a CMU Energia está investindo em geração remota e compartilhada?

A geração solar distribuída (GD) in loco é a modalidade preferida do consumidor brasileiro no segmento de GD, mas o custo elevado da colocação de placas fotovoltaicas limita sua expansão, explicou à BNamericas o presidente da comercializadora CMU Energia, Walter Fróes.

“Por isso, nosso investimento tem sido em levar energia mais barata a uma faixa da população que pode se beneficiar da GD remota e compartilhada, sem colocação de placas no local”, disse.

OS DETALHES

A GD in loco é aquela em que se instalam placas solares no telhado. Atualmente, no Brasil, há 2.322.209 unidades geradoras (UGs) e 2.322.209 unidades recebedoras (URs), totalizando potência de 23.476 GW.

O autoconsumo remoto se dá quando uma usina atende a várias unidades da mesma titularidade. Hoje, são 486.375 UGs e 1.354.097 URs, com potência de 6,953 GW.

Já a GD compartilhada se configura quando uma usina atende vários consumidores por meio de consórcio ou cooperativa. Neste caso, há 10.935 UGs e 361.905 URs, com potência de 1,194 GW.

Há ainda a GD com múltiplas UCs, quando ocorre uma união de participantes, com um sistema central de placas instalado em uma área comum do empreendimento. São hoje 359 UGs e 10.377 URs, com capacidade instalada de 131 MW.

AS PERSPECTIVAS

Por outro lado, Fróes considera improvável que a GD compartilhada ultrapasse, em potência, a GD in loco.

“A compartilhada se tornou um business, e o marco regulatório vai reduzindo a atratividade para o investidor. No caso da in loco, trata-se de uma decisão pessoal, associada à economia na conta,” justificou Fróes.  

Aprovada em 2022, a regulação prevê uma taxação progressiva pelo uso da rede de distribuição sobre sistemas de GD conectados à rede após janeiro de 2023.

Além do aumento de custos, a GD esbarra em problemas como a inversão de fluxo, que ocorre quando a quantidade de energia elétrica produzida pelos sistemas de GD excede a demanda dos consumidores conectados à mesma rede de distribuição.

Isto tem acontecido em regiões como o norte e nordeste de Minas Gerais, áreas rurais com cargas de consumo reduzidas e onde foram implantadas muitas usinas de GD nos últimos anos. Como o consumo do estado está majoritariamente no sul, a expansão demanda investimentos até mesmo na rede de transmissão.

Fróes também alertou para o risco de as restrições impostas pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) à geração eólica e solar, que já afetam a geração centralizada, se estenderem à GD.  

Chamados tecnicamente de “curtailment”, os cortes consistem em limitar todo ou parte do potencial de produção de eletricidade de uma usina, a fim de manter a estabilidade da rede de transmissão, em função da intermitência das fontes renováveis.

Essas ações se tornaram mais frequentes após um apagão que deixou seis estados do Nordeste sem luz em agosto de 2023.

Segundo Fróes, os curtailments levarão a uma onda de judicialização. 

“Como pode você conseguir um parecer de acesso [à rede para o seu projeto] e, depois, ser informado de que não pode operar em certo período do dia?,” questionou o executivo.  

As associações que representam os setores solar e eólico, Absolar e ABEEólica, respectivamente, já entraram com ações na justiça.

REESTRUTURAÇÃO

Para Fróes, o sistema elétrico brasileiro precisa passar por um rearranjo geral, com base em discussões técnicas, não politizadas, como considera estar havendo no caso da crise elétrica em São Paulo, com Enel.

“O principal problema em São Paulo foram as árvores que caíram. Foram bem cuidadas pela prefeitura? Não sabemos dizer. É preciso despolitizar a discussão e realizar investimentos pesados não somente por parte da Enel, mas também do governo,” afirmou.

Opções como o aterramento de cabos de energia para evitar a interrupção do serviço de distribuição após temporais com fortes ventos como ocorreu na maior cidade brasileira elevariam ainda mais as tarifas de energia.

“O Brasil é um país de energia barata, mas tarifa cara,” comentou Fróes, atribuindo o problema sobretudo ao peso da conta de desenvolvimento energético (CDE).   

PLD

Diante da grave seca que atinge o país, o preço de liquidação das diferenças (PLD) – principal referência no mercado livre de energia – ultrapassou os R$ 500/MWh, após permanecer mais de dois anos no piso (cerca de R$ 60/MWh).

“Há comercializadoras que estavam achando bom vender energia por R$ 100/MWh e, agora, estão comprando por R$ 400/MWh,” explicou Fróes.

Para 2025, o executivo projeta um PLD na faixa de 180 a 200 reais por MWh – valor ainda acima do custo marginal de investimento, o que viabilizaria retirar da gaveta novos projetos de geração.