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UNIVERSIDADE FEDERAL DO PARANÁ
DANUSA DEMBISKI
ANÁLISE DA NOVA REGULAMENTAÇÃO DE ACESSO AO SISTEMA DE
DISTRIBUIÇÃO PELA MICRO E MINIGERAÇÃO DISTRIBUÍDA COM FONTES
RENOVÁVEIS
CURITIBA
2012
DANUSA DEMBISKI
ANÁLISE DA NOVA REGULAMENTAÇÃO DE ACESSO AO SISTEMA DE
DISTRIBUIÇÃO PELA MICRO E MINIGERAÇÃO DISTRIBUÍDA COM FONTES
RENOVÁVEIS
Trabalho de Conclusão de Curso de Graduação, apresentado à disciplina TE105 - Projeto de Graduação, do Curso Superior de Engenharia Elétrica, do Departamento Acadêmico de Engenharia Elétrica, da Universidade Federal do Paraná – UFPR, como requisito para obtenção do título de Engenheira Eletricista. Orientador: Prof. Dr. Clodomiro Unsihuay-Vila
CURITIBA
2012
AGRADECIMENTOS
Aos meus pais, José Carlos Dembiski e Maria Odete Jorge Dembiski, e irmã,
Waleska Dembiski, pelo apoio e incentivo aos estudos durante toda minha formação
no curso de Engenharia Elétrica.
Ao meu orientador, Prof. Dr. Clodomiro Unsihuay-Vila, pela sua paciência,
orientação e amizade demonstradas durante a elaboração deste Trabalho de
Conclusão de Curso.
Ao Prof. Dr. Odilon Luís Tortelli e à Prof. Dra. Thelma S. Piazza Fernandes,
por terem aceitado o convite e, desta forma, terem participado da banca de
avaliação deste trabalho.
A todos os amigos que estiveram ao meu lado durante o período da
realização deste trabalho, em especial a minha amiga Carla da Costa Passos, com
os quais pude contar com a ajuda sempre que precisei.
“De tudo ficaram três coisas: A certeza de que estaremos sempre começando,
a certeza de que é preciso continuar e a certeza de que seremos interrompidos antes de terminar. Fazer da interrupção, um novo caminho;
fazer da queda, um passo de dança; do medo, uma ponte, da procura, um encontro.”
Fernando Sabino
RESUMO
A situação atual de incentivo à geração distribuída, e principalmente a inserção desta ao sistema de distribuição são assuntos que vem sendo altamente difundidos no mundo, com o objetivo de diminuir a geração concentrada geralmente, longe dos centros de carga, e com isso promover sistemas de maior eficiência energética, utilizando-se prioritariamente fontes renováveis de energia. As fontes renováveis têm se tornado atrativas nos últimos anos, e isso advêm do fato de ser um tipo de energia limpa, que pode ser gerada de forma descentralizada ou distribuída. Este trabalho tem como objetivo elaborar uma análise sobre a nova regulamentação de acesso ao sistema de distribuição por essas pequenas centrais geradoras com fontes renováveis de energia. Apresenta-se a conceituação da geração distribuída adequada à situação brasileira, analisam-se os marcos regulatórios nacionais e internacionais, apontam-se os incentivos e as barreiras mais discutidas que impactam a regulamentação de sua conexão com o sistema elétrico, fazendo-se assim um estudo comparativo com os sistemas utilizados no Brasil e no mundo. Finalmente foi analisada e discutida a recente Resolução Normativa 482/12, da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), que permite aos consumidores de energia a instalação de equipamentos para geração distribuída de pequeno porte.
Palavras-chave: Geração distribuída, instrumentos regulatórios, fontes renováveis de energia.
ABSTRACT
The current situation of incentive to distributed generation and its insertion in the distribution system has been evoking worldwide debates. Its main goal is to reduce centralized generation, which is often far from end users, as well as to foment systems with higher energetic efficiency, preferably from renewable energy sources. Over the past few years renewable sources have become attractive which results from the fact that they are clean and can be generated in a decentralized way. The purpose of this study is to formulate an analysis of the most recent regulation of the access of small power plants fuelled by renewable sources to the system. This has been done by presenting the most appropriate definition of distributed generation to Brazil, analyzing national and international regulatory marks, pointing out the most discussed incentives and restraints to the regulation of its connection to the Brazilian electrical system and comparing it with other systems around the globe. Finally, the Brazilian Electricity Regulatory Agency (ANEEL) Normative Resolution N. 482/12 which allows the consumers to install equipments for small distributed generation was analyzed and discussed.
Keywords: Distributed generation, regulatory instruments, renewable energy sources.
LISTA DE FIGURAS
FIGURA 1.1 – EVOLUÇÃO DA MATRIZ ELÉTRICA BRASILEIRA.....................................13
FIGURA 2.1 – CLASSIFICAÇÃO QUANTO A LOCALIZAÇÃO............................................19
FIGURA 2.2 – ESQUEMA DE UTILIZAÇÃO DE PAINÉIS FOTOVOLTAICOS...................22
FIGURA 2.3 – ESQUEMA DE UMA PCH.............................................................................26
FIGURA 3.1 – DIAGRAMA ESQUEMÁTICO DO SISTEMA NET METERING.....................33
FIGURA 3.2 – SISTEMA FEED-IN TARIFAS FIXAS............................................................37
FIGURA 3.3 – SISTEMA FEED-IN TARIFAS VARIADAS.....................................................38
FIGURA 3.4 – EFEITO DO PROGRESSO TECNOLÓGICO...............................................38
FIGURA 3.5 – REDUÇÃO DA TARIFA NO SISTEMA FEED-IN...........................................39
FIGURA 3.6 – CURVA DE CUSTOS MARGINAIS NO SISTEMA DE LEILÃO....................41
FIGURA 3.7 – EFEITO DO PROGRESSO TECNOLÓGICO NO SISTEMA DE
LEILÃO..........................................................................................................41
FIGURA 3.8 – CURVA DOS CUSTOS MARGINAIS NO SISTEMA DE COTAS.................43
FIGURA 3.9 – OPERAÇÃO NO MERCADO DE CERTIFICADOS VERDES.......................43
FIGURA 3.10 – LIMITAÇÃO DO DESENVOLVIMENTO TECNOLÓGICO............................44
FIGURA 3.11 – ATUAÇÃO DE SUBSÍDIOS PARA INVESTIMENTO NA CURVA DE
DEMANDA E NO DESLOCAMENTO DOS CUSTOS MARGINAIS.............46
FIGURA 3.12 – ATUAÇÃO DE INCENTIVOS FISCAIS NO ALARGAMENTO DA CURVA
DOS CUSTOS MARGINAIS E A CURVA DE DEMANDA............................47
FIGURA 4.1 – FUNCIONAMENTO DAS TARIFAS FEED-IN NA ALEMANHA....................53
FIGURA 4.2 – EVOLUÇÃO DA GERAÇÃO POR FONTES RENOVÁVEIS DE ENERGIA (E-
FER)..............................................................................................................54
FIGURA 4.3 – DESENVOLVIMENTO DAS FONTES DE ENERGIA RENOVÁVEL NA
ALEMANHA...................................................................................................56
FIGURA 4.4 – PARTICIPAÇÃO DOS DIVERSOS AGENTES NO NFFO............................58
FIGURA 4.5 – AGENTES PARTICIPANTES DA RO E SEUS RELACIONAMENTOS........61
FIGURA 4.6 – EVOLUÇÃO DAS FONTES RENOVÁVEIS..................................................62
FIGURA 4.7 – POLÍTICAS ESTADUAIS RPS NOS EUA.....................................................65
FIGURA 4.8 – CAPACIDADE ADICIONAL ANUAL DE FONTES RENOVÁVEIS NOS
EUA...............................................................................................................65
FIGURA 4.9 – GERAÇÃO POR FONTE NO GREEN LABEL..............................................69
FIGURA 4.10 – ECOTAXA E CERTIFICADOS VERDES.......................................................71
FIGURA 4.11 – COMPARAÇÃO ENTRE GERAÇÃO DENTRO DA HOLANDA E FORA.....72
FIGURA 4.12 – ARQUITETURA DO MEP.............................................................................73
FIGURA 4.13 – PARTICIPAÇÃO DAS FONTES RENOVÁVEIS NA HOLANDA EM 2010....75
FIGURA 4.14 – GERAÇÃO DE ENERGIA POR FONTE.......................................................76
FIGURA 4.15 – RESULTADOS DOS LEILÕES......................................................................88
FIGURA 4.16 – TIPOS DE POLÍTICAS EM FUNÇÃO DA MATURIDADE TECNOLÓGICA.92
FIGURA 4.17 – INCENTIVOS E A EVOLUÇÃO IDEAL.........................................................93
FIGURA 5.1 – REDUÇÃO DAS BARREIRAS REGULATÓRIAS PARA GD.........................96
FIGURA 5.2 – ACESSO AOS SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO.........................................104
FIGURA 5.3 – TIPOS DE CONTRATOS CELEBRADOS...................................................108
FIGURA 5.4 – PRAZO DO PROCESSO DE CONEXÃO...................................................108
LISTA DE TABELAS
TABELA 2.1 – MATRIZ ENERGÉTICA.................................................................................25
TABELA 2.2 – CLASSIFICAÇÃO QUANTO A POTENCIA INSTALADA E A QUEDA DE
PROJETO.....................................................................................................28
TABELA 3.1 – SIMULAÇÃO DE FATURAMENTO...............................................................34
TABELA 3.2 – INCENTIVOS PARA A GERAÇÃO DISTRIBUÍDA........................................48
TABELA 3.3 – COMPARATIVO DOS INCENTIVOS.............................................................49
TABELA 4.1 – RESULTADO DOS LEILÕES........................................................................59
TABELA 4.2 – COTAS ESTIPULADAS POR PERÍODO......................................................60
TABELA 4.3 – VALOR ECONÔMICO DA TECNOLOGIA ESPECÍFICA DA FONTE.........83
TABELA 4.4 – FONTES CONTEMPLADAS PELO PROINFA NA PRIMEIRA FASE............83
TABELA 4.5 – COMPARATIVO DOS MARCOS REGULATÓRIOS.....................................89
TABELA 5.1 – NÍVEIS DE TENSÃO PARA CONEXÃO DE MICRO E MINICENTRAIS
GERADORAS.............................................................................................106
TABELA 5.2 – REQUISITOS MÍNIMOS EM FUNÇÃO DA POTÊNCIA INSTALADA........106
SUMÁRIO
1 INTRODUÇÃO ....................................................................................................... 13
1.1 CONTEXTO ........................................................................................................ 13
1.2 OBJETIVOS ........................................................................................................ 14
1.3 JUSTIFICATIVA ................................................................................................... 15
1.4 ESTRUTURA DA MONOGRAFIA ....................................................................... 15
2 GERAÇÃO DISTRIBUÍDA ..................................................................................... 17
2.1 INTRODUÇÃO .................................................................................................... 17
2.2 CLASSIFICAÇÕES DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA ............................................. 18
2.3 SITUAÇÕES DE USO DA GERAÇÃO DISTRIBUIÇÃO ...................................... 20
2.4 VANTAGENS E DESVANTAGENS DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA ..................... 20
2.5 PRINCIPAIS TECNOLOGIAS DE GERAÇÃO DISTRIBUÍDA ............................. 21
2.5.1 FOTOVOLTAICA ....................................................................................... 22
2.5.2 EÓLICA ..................................................................................................... 23
2.5.3 PEQUENA CENTRAL HIDRELÉTRICA (PCH) ......................................... 25
2.6 MICRO E MINIGERAÇÃO DISTRIBUÍDA ........................................................... 28
2.7 CONSIDERAÇÕES FINAIS DO CAPÍTULO ....................................................... 30
3 POLÍTICAS REGULATÓRIAS, TARIFÁRIAS E DE INCENTIVO ÀS FONTES
RENOVÁVEIS DE ENERGIA .................................................................................... 31
3.1 INTRODUÇÃO .................................................................................................... 31
3.2 MECANISMOS DE INCENTIVO ......................................................................... 32
3.2.1 NET METERING – SISTEMA DE COMPENSAÇÃO DE ENERGIA .......... 32
3.2.2 FEED-IN TARIFFS – GARANTIA DE PREÇO AO PRODUTOR DE
ENERGIAS RENOVÁVEIS ................................................................................ 35
3.2.3 TENDER SYSTEM - SISTEMA DE LEILÕES ........................................... 40
3.2.4 SISTEMA DE COTAS COM CERTIFICADOS VERDES ........................... 42
3.2.5 SUBSÍDIOS/INCENTIVOS FINANCEIROS .............................................. 45
3.2.6 INCENTIVOS FISCAIS ............................................................................. 46
3.3 CONSIDERAÇÕES FINAIS DO CAPÍTULO ....................................................... 47
4 ESTUDO COMPARATIVO DOS MECANISMOS REGULATÓRIOS
EMPREGADOS EM ALGUNS PAÍSES NO FOMENTO AO USO DE FONTES
RENOVÁVEIS ........................................................................................................... 50
4.1 INTRODUÇÃO .................................................................................................... 50
4.2 MARCOS REGULATÓRIOS INTERNACIONAIS ................................................ 51
4.2.1 O CASO DA ALEMANHA .......................................................................... 51
4.2.2 O CASO DO REINO UNIDO ..................................................................... 57
4.2.3 O CASO DOS ESTADOS UNIDOS ........................................................... 62
4.2.4 O CASO DA HOLANDA ............................................................................ 67
4.3 MARCOS REGULATÓRIOS NACIONAIS ........................................................... 75
4.4 COMPARATIVO ENTRE OS MARCOS REGULATÓRIOS DE INCENTIVO ÀS
FONTES RENOVÁVEIS ........................................................................................... 88
4.5 CONSIDERAÇÕES FINAIS DO CAPÍTULO ....................................................... 94
5 NOVA REGULAMENTAÇÃO DE ACESSO À MICRO E MINIGERAÇÃO
DISTRIBUÍDA COM FONTES RENOVÁVEIS AO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO .. 95
5.1 INTRODUÇÃO .................................................................................................... 95
5.2 HISTÓRICO DE APROVAÇÃO DA NOVA REGULAMENTAÇÃO ....................... 96
5.3 ACESSO DE MICRO E MINIGERAÇÃO DISTRIBUÍDA AOS SISTEMAS DE
DISTRIBUIÇÃO ....................................................................................................... 104
5.4 CONSIDERAÇÕES FINAIS DO CAPÍTULO ..................................................... 108
6 CONCLUSÕES E TRABALHOS FUTUROS ....................................................... 111
6.1 CONSIDERAÇÕES FINAIS .............................................................................. 111
6.2 TRABALHOS FUTUROS .................................................................................. 113
REFERÊNCIAS ....................................................................................................... 114
13 1 INTRODUÇÃO
1.1 CONTEXTO
Cada vez mais se aumenta a preocupação com a escassez de combustíveis
fósseis, não só por parte do cidadão, mas também por parte da esfera empresarial e
do governo. Juntamente com estes fatores, inúmeras degradações ao meio
ambiente são verificadas por todo o planeta, provenientes destas formas de geração
de energia, não limpas. Além disso, o estilo de vida atual encontra-se fundamentado
na energia, e com isso o acesso a esta é essencial para o dia-a-dia de cada
cidadão. Sendo assim, torna-se necessário desenvolver uma segurança ao
abastecimento.
De acordo com a Figura 1.1 pode-se observar a evolução da matriz
energética e suas perspectivas.
FIGURA 1.1 – EVOLUÇÃO DA MATRIZ ELÉTRICA BRASILEIRA
FONTE: EPE, 2010
Como resposta à crescente necessidade energética, tem-se adotado
diferentes formas de produção de energia elétrica cada vez mais limpas e eficientes,
e a aposta nas energias renováveis são um bom exemplo dessas formas.
Ainda que algumas fontes tenham um desenvolvimento maior do que outras,
é essencial uma visão de planejamento energético integrado. É indiscutível a
importância das políticas, da legislação e de financiamentos para a viabilização
14 dessas fontes renováveis, levando-se em conta que a crise energética trouxe à tona
a vulnerabilidade do sistema de geração centralizada.
O conceito de geração distribuída, geralmente definida como aquela
conectada ou não ao sistema de distribuição ou na própria unidade consumidora, de
pequeno porte e localizada próxima ao centro de carga, vem sendo aplicado
atualmente, incentivando o aproveitamento de recursos renováveis locais, e
desenvolvendo o setor elétrico pelo lado da demanda.
A utilização destas instalações de menor dimensão, usando fontes
renováveis de energia não só permitem contribuir para a alteração da grande
dependência energética da geração convencional de grande porte, bem como
reduzir perdas de transporte na rede elétrica, aumentando a eficiência e a fiabilidade
do sistema.
Com esta evolução da geração distribuída, torna-se fundamental haver uma
maior abertura à conexão ao sistema elétrico para pequenas centrais geradoras de
energia ao lado da carga, motivando uma solução para o crescente desenvolvimento
do setor elétrico.
1.2 OBJETIVOS
A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), que tem por finalidade
regular e fiscalizar a produção, transmissão, distribuição e comercialização de
energia elétrica, aprovou recentemente (17/04/2012) a Resolução Normativa no482
para incentivar a geração distribuída de pequeno porte, que tem como finalidade
alavancar este tipo de geração no Brasil. Com esse panorama favorável e de
transição, esse trabalho apresenta como objetivo geral, uma análise desta nova
regulamentação, como sendo um novo estímulo ao desenvolvimento da geração
distribuída por fontes renováveis. Para se fazer esta análise, ainda foram estudados
alguns objetivos específicos com relação ao tema que mereciam ser discutidos,
como:
• Contextualizar geração distribuída e micro e minigeração distribuída no
Brasil;
15
• Fazer um estudo dos mecanismos de incentivo existentes para a
promoção das fontes renováveis;
• Elaborar um estudo comparativo das políticas de incentivo às fontes
renováveis, em outros países e no Brasil;
• Propor um conjunto de diretrizes visando o aprimoramento da nova
regulamentação de acesso ao sistema de distribuição pela micro e
minigeração distribuída.
1.3 JUSTIFICATIVA
Apesar de o Brasil possuir a maior matriz energética renovável do mundo,
ainda há uma grande carência com relação à exploração destes recursos
energéticos, pois as normas e leis são muito intrincadas, em comparação a outros
países.
Por esse motivo a aprovação da nova regulamentação de acesso ao sistema
de distribuição por centrais geradoras de pequeno porte torna-se um marco
regulatório importantíssimo que necessita ser estudado devido à grande relevância
do tema.
Esta nova regulamentação além de promover e incentivar uma maior
viabilização da implantação da geração distribuída de pequeno porte na rede,
poderá abrir portas também para a implementação futura das Redes Elétricas
Inteligentes (Smart Grids).
1.4 ESTRUTURA DA MONOGRAFIA
Esta monografia encontra-se dividida em seis capítulos. No primeiro capítulo
é apresentada uma contextualização do tema em estudo, os objetivos que se
pretende alcançar com este trabalho e a justificativa da relevância do tema
escolhido. No capítulo 2 é feita uma revisão bibliográfica a respeito da Geração
Distribuída (GD), seu conceito, tipos e benefícios ao sistema elétrico. No capítulo 3 é
16 elaborado um estudo dos vários incentivos existentes às fontes renováveis de
energia. No capítulo 4 é estudada a importância da regulamentação de incentivo às
fontes renováveis dentro de um país, mostrando o contexto da Alemanha, Reino
Unido, Estados Unidos e Holanda, e é realizada uma análise da legislação vigente
no Brasil, com a finalidade de se fazer um comparativo entre as regulamentações,
mostrando a situação energética brasileira e suas barreiras. No capítulo 5 é feito um
estudo da nova regulamentação de acesso à micro e minigeração distribuída com
fontes renováveis, com o intuito de propor um aperfeiçoamento para esta nova
resolução. Por fim o capítulo 6 é destinado à apresentação das conclusões e
possíveis propostas de trabalhos futuros.
17 2 GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
2.1 INTRODUÇÃO
A concepção e instalação do primeiro sistema elétrico de potência data do
ano de 1880, quando Thomas Alva Edison projetou e construiu a estação de Pearl
Street Power na cidade de Nova Iorque. O sistema era muito pequeno, fornecendo
energia elétrica a, aproximadamente, 400 lâmpadas incandescentes de 83 W de
potência cada uma. A ideia teve logo enorme aceitação, sendo instalados sistemas
similares nas maiores cidades dos continentes. No entanto, essas pequenas centrais
possuíam uma característica em comum: sua disposição era próxima das cargas.
Isto é, em essência, o que hoje em dia chama-se geração distribuída ou
descentralizada de energia elétrica (ACKERMANN, 1999; GAS RESEARCH
INSTITUTE, 1999).
Segundo Turkson et al. (2001), não existe ainda um consenso quanto à
definição de geração distribuída (GD), embora características inerentes a este tipo
de geração possam ser identificadas como essenciais ao que a GD representa.
De acordo com o International Council on Large Electric Systems (CIGRE),
geração distribuída é a geração que não é planejada de modo centralizado, nem
despachada de forma centralizada, não havendo, portanto, um órgão que comande
as ações destas unidades de geração. Para o Institute of Electrical and Electronic
Engineers (IEEE), geração descentralizada é uma central de geração pequena o
suficiente para estar conectada a rede de distribuição e próxima do consumidor
(MALFA, 2002).
Através destas definições, pode-se generalizar que a GD é uma forma
estratégica de se instalar pequenas unidades geradoras (de poucos kW até algumas
dezenas de alguns MW) próximas aos consumidores de energia elétrica.
18 2.2 CLASSIFICAÇÕES DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
Uma possível lista foi proposta por Ackermann et al. (2001) e discutida por
El-Khattam et al. (2004), em que estão incluídos alguns aspectos, como: o propósito;
a localização; a especificação da potência; a área de entrega da energia gerada; a
tecnologia; o impacto ambiental; o modo de operação; a propriedade; e o nível de
penetração. Dentre esses aspectos somente três deles foram considerados
relevantes para a definição de uma GD, os quais serão apresentados a seguir.
Quanto ao propósito é feita uma divisão em propósitos técnico de
engenharia, econômico, ambiental e social.
• Propósito técnico de engenharia: utilização de suporte energético ao
sistema elétrico para prover parte da energia requerida pelas cargas e para melhorar
o desempenho do sistema.
• Propósito econômico: utilização de reserva energética para garantir o
fornecimento de energia elétrica das cargas elétricas de uma instalação nos horários
em que a energia fornecida pela fonte convencional for mais cara.
• Propósito ambiental: substituição de geração poluente de energia
elétrica com o objetivo de reduzir ou eliminar a poluição ambiental.
• Propósito social: alimentação de cargas elétricas para as quais não há
a possibilidade de alimentação por meio de outra fonte de energia elétrica,
especialmente por rede elétrica convencional.
Quanto à localização, a maioria dos autores define GD como aquela
conectada ao lado da rede de distribuição, alguns autores também a incluem no lado
do consumidor e alguns a incluem até mesmo na rede de transmissão. Com essa
diversidade de opiniões, há a necessidade de se fazer uma distinção mais detalhada
entre sistema de transmissão e sistema de distribuição, como mostra a Figura 2.1 a
seguir.
19
FIGURA 2.1 – CLASSIFICAÇÃO QUANTO A LOCALIZAÇÃO
FONTE: SEVERINO et al., 2008
A classificação quanto à especificação de potência varia em cada
literatura, pois depende da definição sugerida em cada país. No Brasil é sugerida a
seguinte divisão (ANEEL, 2012c):
• Micro GD: potência instalada menor ou igual a 100 kW;
• Mini GD: potência instalada superior a 100 kW e menor ou igual a 1
MW;
• Limite para GD: potência instalada menor que 30 MW.
Quanto à fonte primária de energia, faz-se necessária a definição de
alguns termos utilizados.
• Fontes Alternativas de Energia: são fontes de energia relativamente
novas (no que se refere à exploração como fonte de energia elétrica), não utilizadas
tradicionalmente e que não produzem energia em grande escala, tais como solar,
eólica, células combustíveis, biomassa, etc. Cabe ressaltar que este conceito é
amplamente confundido com o conceito de fontes renováveis de energia. Somente
para diferenciá-los, consideram-se as centrais hidrelétricas de grande porte: elas são
renováveis, mas não são alternativas (SILVA, 2002).
• Fontes renováveis de energia: são aquelas que não queimam
combustível fóssil para produção de energia elétrica, não causando assim, um
20 grande dano ambiental, tais como: hídrica (produção de energia em hidrelétricas),
solar e eólica (SILVA, 2002).
Sua classificação quanto à fonte primária divide-se quanto à tradição
(tradicional ou alternativa), e quanto ao esgotamento (renovável ou não renovável).
2.3 SITUAÇÕES DE USO DA GERAÇÃO DISTRIBUIÇÃO
Levando em consideração todas as classificações apresentadas,
usualmente aplica-se GD quando estamos perante as seguintes situações (SANTOS
et al., 2008):
• Em zonas rurais e isoladas, onde existem encargos fixos
consideráveis de transporte e distribuição de energia, e onde investimentos iniciais
nos sistemas da rede são muitos dispendiosos e antieconômicos.
• Em zonas urbanas desenvolvidas, onde a rede tem dificuldade para
responder a novas solicitações de carga, e o custo de reforço da rede é muito
elevado, podendo a geração distribuída ser um investimento mais rentável.
• Para consumidores que precisam de níveis altos de qualidade no
fornecimento de energia, relacionada com a ausência de interrupções no
fornecimento e/ou na qualidade da onda, onde os parâmetros característicos devem
estar muito próximos dos valores nominais que os definem (frequência, sistema de
tensões entre fases equilibradas e formas de onda senoidais).
2.4 VANTAGENS E DESVANTAGENS DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
Em comparação com a geração centralizada (GC), a geração distribuída
apresenta inúmeras vantagens.
A seguir destacam-se os principais benefícios (FARQUI, 2011):
• Redução na emissão de poluentes quando a tecnologia de GD utiliza
fontes renováveis ou substitui geração com maior impacto;
21
• Aumento da confiabilidade do sistema de distribuição;
• Aumento da elasticidade entre preços e demanda da energia elétrica;
• Postergação de investimentos em transmissão e distribuição;
• Possíveis reduções das perdas no sistema em função de sua
localização na rede;
• Melhoria na regulação de tensão;
• Redução dos terrenos necessários para implementação de centrais de
geração e linhas de transmissão e distribuição;
• Redução da dependência em relação à concessionária;
• Provisão de serviços ancilares.
Em contrapartida, os principais ônus associados são (FARQUI, 2011):
• Incentivos ou descontos para tecnologias de fontes renováveis;
• Custo de implementação para o produtor;
• Custos de manutenção periódica produtor;
• Custo de conexão produtor;
• Aumento do nível de curto circuito e possíveis efeitos associados na
rede.
2.5 PRINCIPAIS TECNOLOGIAS DE GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
Existem diversas fontes primárias de energia e tecnologias passíveis de
serem utilizadas para a GD, que incluem: pequenas turbinas a gás, motores
recíprocos associados a geradores síncronos ou de indução, energia geotérmica,
pequenas centrais hidrelétricas (PCHs), energia eólica, energia solar-fotovoltaica,
energia solar-térmica, células a combustível, armazenamento em baterias,
capacitores, volantes de inércia e supercondutores, microturbinas a gás, cogeração,
heliotérmica, energia dos oceanos, energia das marés, energia das ondas, motores
stirling, turbinas a gás convencional, motores alternativos de combustão interna,
motores de combustão interna, gás natural, biomassa, biogás, biodiesel, hidrogênio
e, também, todos os sistemas híbridos que resultarem da combinação de mais de
uma das anteriores.
22 As fontes renováveis de energia, em função da baixa densidade energética,
são mais bem adaptadas para a geração distribuída do que para a geração
centralizada. Dessa forma, uma clara oportunidade para as fontes renováveis de
energia é identificada na tendência atual de maior dispersão das unidades de
geração elétrica.
A seguir serão apresentadas as principais tecnologias de GD, com base em
fontes renováveis de energia.
2.5.1 FOTOVOLTAICA
A energia solar fotovoltaica é obtida através da conversão direta da luz em
eletricidade (Efeito Fotovoltaico). Edmond Becquerel relatou este fenômeno em
1839, quando nos extremos de uma estrutura de matéria semicondutora surgiu o
aparecimento de uma diferença de potencial elétrico, devido à incidência de luz.
Seu princípio de funcionamento é simples, a célula fotovoltaica absorve a
energia luminosa produzindo eletricidade. Denomina-se efeito fotovoltaico essa
absorção dos fótons pelos elétrons dos átomos. Na Figura 2.2 é apresentado um
esquema da configuração mais simplificada de um sistema fotovoltaico conectado à
rede, onde se podem observar os dois equipamentos básicos do sistema, que é o
gerador fotovoltaico e o inversor CC/CA.
FIGURA 2.2 – ESQUEMA DE UTILIZAÇÃO DE PAINÉIS FOTOVOLTAICOS
FONTE: RODRÍGUEZ, 2002
No módulo fotovoltaico é onde acontece a transformação de energia
luminosa em energia elétrica. Essa transformação é realizada por células, de
23 material semicondutor, capazes de produzir corrente elétrica quando expostas à luz
solar; e o inversor é um dispositivo eletrônico responsável pela conversão da tensão
contínua, fornecida pelos módulos fotovoltaicos, em alternada.
Os principais tipos de células solares são apresentados a seguir:
• Células monocristalinas: representam a primeira geração de células
fotovoltaicas. São células de silício cristalino com rendimentos elétricos na ordem
dos 16%, sendo o mercado dominado (cerca de 90%) por este tipo de tecnologia. No
entanto as técnicas utilizadas na sua produção são complexas e caras, pois
apresentam necessidades energéticas muito elevadas na sua fabricação, devido à
exigência de utilização de materiais em estado muito puro e com uma estrutura de
cristal perfeita. Habitualmente o tempo de vida útil desta tecnologia é de 20 anos
(CEEETA, 2001; JOYCE, 2007).
• Células policristalinas: são idênticas as primeiras, mas apresentam
rendimentos inferiores (cerca de 11 a 13%), visto que não necessitam de uma
elevada perfeição dos cristais durante a sua fabricação, apresentando por isso um
custo de produção inferior (CEEETA, 2001).
• Células de silício amorfo: são consideradas de segunda geração, tendo
uma participação de cerca de 10% do mercado de células fotovoltaicas. Uma grande
vantagem deste tipo de células é o fato de serem formadas por películas muito finas
sobre substratos rígidos, o que permite a sua utilização como material de
construção, tirando ainda o proveito energético. No entanto, os seus rendimentos
elétricos são mais baixos, na ordem dos 8 a 10% (JOYCE, 2007).
2.5.2 EÓLICA
A utilização desta forma de energia não é recente na história da
humanidade, tendo sido amplamente utilizada em embarcações como a caravela e
em moinhos de vento, entretanto, a produção de energia elétrica a partir da força
dos ventos, iniciou-se apenas no século XX. Posteriormente, essa nova forma de
geração de energia ganhou evidencia, e começou a ser alavancada com a chegada
24 da Segunda Guerra Mundial, e a necessidade de economia dos combustíveis
fósseis.
Os aerogeradores comuns são constituídos basicamente por um rotor, ao
qual estão acopladas as pás, uma torre de suporte e uma cabine no qual se
encontra o gerador e outros dispositivos. Além dos componentes principais, os
aerogeradores são compostos por um sensor de direção, o qual tem como
funcionalidade girar as pás no sentido de apanhar o vento pela frente e obter o
máximo rendimento. Para que o sensor de direção funcione corretamente, é
necessária a presença de dois dispositivos: um anemômetro e um medidor de
direção de vento, que servem, respectivamente, para medir a velocidade e a direção
do vento (MOREIRA, 2010).
O princípio de funcionamento dos aero geradores atuais é aproveitar o fluxo
de ar que passa pelas pás para provocar a rotação do eixo, devido às forças de
empuxo e arrasto. As pás da turbina são conformadas, de modo que elas possam
sempre apresentar um ângulo que maximiza a relação ideal da força de
empuxo/arrasto (DRIEMEIER, 2009).
Os aerogeradores costumam ser classificados pela posição do eixo do seu
rotor, que pode ser vertical ou horizontal, tendo cada um suas vantagens e
desvantagens, como segue:
• Horizontal: necessita de mecanismo que permita o posicionamento do
eixo do rotor em relação à direção do vento, para um melhor aproveitamento global
(DRIEMEIER, 2009).
• Vertical: a principal vantagem das turbinas de eixo vertical é não
necessitar de mecanismo de direcionamento, porém tem menor rendimento e sofre
com problemas de vibração (DRIEMEIER, 2009).
Uma grande vantagem das centrais eólicas em relação às usinas
hidrelétricas é que quase toda a área ocupada pela central eólica pode ser utilizada
como, por exemplo, para a agricultura, pecuária, etc., ou preservada como habitat
natural. Apesar de todas as vantagens, a implantação de usinas eólicas apresenta
alguns problemas, tais como: o custo inicial das turbinas, que ainda é maior do que o
das energias convencionais; problemas ambientais advindos do barulho produzido e
matança de pássaros; a incerteza da força do vento no decorrer do dia, que pode
causar problemas na entrega de energia elétrica.
25 2.5.3 PEQUENA CENTRAL HIDRELÉTRICA (PCH)
Alguns consideram as pequenas centrais hidrelétricas como à volta ao
sistema antigo de geração de energia através de fontes hidrelétricas, pois as
primeiras usinas hidrelétricas existentes produziam somente alguns kW de energia
elétrica. A retomada do interesse pelas Pequenas Centrais Hidrelétricas se deu com a
crise energética de abastecimento no final dos anos 90 e com a desverticalização das
concessionárias.
As Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCH) são consideradas pela Agência
Nacional de Energia Elétrica empreendimentos com potencial superior a 1.000 kW (1
MW) e igual ou inferior a 30.000 kW (30 MW), e com área total de reservatório igual
ou inferior a 3 km2 (ANEEL, 2003).
Esta forma de geração distribuída apresenta um pouco mais de 3% de
geração hidrelétrica presente no Brasil, como mostra a Tabela 2.1.
TABELA 2.1 – MATRIZ ENERGÉTICA
Empreendimentos em Operação
Tipo Quantidade Potência
Outorgada (kW) Potência
Fiscalizada (kW) %
Central Geradora Hidrelétrica (CGH) 384 230.240 228.549 0,19 Central Geradora Eólica(EOL) 76 1.639.338 1.543.042 1,3 Pequena Central Hidrelétrica (PCH) 430 4.106.731 4.007.075 3,39
Central Geradora Solar Fotovoltaica (UFV) 8 5.494 1.494 0 Usina Hidrelétrica de Energia (UHE) 185 81.970.291 78.676.984 66,53 Usina Termelétrica de Energia (UTE) 1.557 33.041.786 31.801.933 26,89 Usina Termonuclear (UTN) 2 1.990.000 2.007.000 1,7 Total 2.642 122.983.880 118.266.077 100
FONTE: ELABORAÇÃO PRÓPRIA
As instalações típicas de uma PCH são formadas pelas estruturas a seguir
listadas:
• Barragem: estrutura construída no leito do rio, que tem por finalidade
elevar e regularizar o nível da água para facilitar a captação.
• Tomada d’água: estrutura geralmente instalada junto à barragem, que
tem como função captar a água que será conduzida às turbinas.
• Canal de Adução: é um canal que liga a tomada d'água até a câmara
de carga. Eventualmente pode ser substituído por uma tubulação de baixa pressão.
26
• Câmara de carga: estrutura que tem por finalidade abastecer a
Tubulação Forçada, amortecendo as alterações próprias da operação da PCH.
Quando o Canal de Adução é substituído pela tubulação de baixa pressão, é comum
termos a Chaminé de Equilíbrio no lugar da Câmara da Carga.
• Tubulação forçada: tubulação, geralmente construída em ação ou
compostos de fibra de vidro reforçado, que tem por finalidade conduzir a água sob
pressão até as turbinas.
• Casa de máquinas ou de força: construção próxima às margens do rio
que tem como finalidade abrigar os equipamentos eletromecânicos, eletrônicos e a
sala de operação da PCH.
• Turbina: equipamento mecânico que tem por finalidade transformar o
jato de água em movimento de rotação num eixo ligado ao gerador.
• Gerador: equipamento elétrico que tem por finalidade transformar o
movimento de rotação mecânico em energia elétrica.
• Canal de fuga ou de restituição: sua função é devolver a água utilizada
na geração ao leito natural do rio.
A Figura 2.3 mostra o esquema simples de uma pequena central hidrelétrica.
FIGURA 2.3 – ESQUEMA DE UMA PCH
FONTE: ANEEL, 2008
As pequenas centrais hidrelétricas podem ser classificadas quanto a sua
capacidade de regularização, ao sistema de adução, à potência instalada e à queda
do projeto.
• CENTRAIS QUANTO À CAPACIDADE DE REGULARIZAÇÃO
27 a) PCH a Fio d’Água: quando as vazões de estiagem do rio são
iguais ou maiores que as descargas necessárias à potência a ser instalada para
atender a demanda máxima prevista. Ou seja, o volume de água armazenado no
reservatório não é suficiente para garantir a operação no período de interesse
(SANTOS, 2003).
b) PCH de Acumulação, com Regularização Diária do Reservatório:
esse tipo de PCH é empregado quando as vazões de estiagem do rio são inferiores
à necessária para fornecer a potência para suprir a demanda máxima diária do
mercado consumidor, e que ocorrem com risco superior ao adotado no projeto.
Dependendo das tarifas de venda de energia elétrica, a operação da central, apenas
no período de ponta, pode viabilizar um empreendimento que não o seria se
operasse ao longo de todo o tempo (SANTOS, 2003).
c) PCH de Acumulação, com Regularização Mensal do
Reservatório: quando o projeto de uma PCH considera dados de vazões médias
mensais no seu dimensionamento energético, analisando as vazões de estiagem
médias mensais, pressupõe-se uma regularização mensal das vazões médias
diárias, promovidas pelo reservatório (SANTOS, 2003).
• CENTRAIS QUANTO AO SISTEMA DE ADUÇÃO
a) Adução em baixa pressão com escoamento livre em canal:
quando se emprega canal de adução o elemento de transição entre o canal e o
conduto de alta pressão é a câmara de carga. Neste caso a relação entre o
comprimento do conduto forçado e o desnível correspondente é superior a 5. Esta
relação é orientativa e reflete a segurança da central quanto ao transitório hidráulico
(SANTOS, 2003).
b) Adução em baixa pressão o por meio de tubulação ou túnel:
como regra geral, quando o comprimento do conduto forçado for superior a cinco
vezes a desnível correspondente utiliza-se a chaminé de equilíbrio para atenuar o
transitório hidráulico que ocorre em caso de fechamento rápido da válvula. Neste
caso a chaminé de equilíbrio promove a interface entre os condutos de baixa e alta
pressão (SANTOS, 2003).
• CENTRAIS QUANTO À POTÊNCIA INSTALADA E QUANTO À QUEDA
DE PROJETO
28 De acordo com o Manual de Projeto Básico de Pequenas centrais
hidrelétricas da Eletrobrás, a potência instalada e a queda do projeto são
classificadas na Tabela 2.2:
TABELA 2.2 – CLASSIFICAÇÃO QUANTO A POTENCIA INSTALADA E A QUEDA DE PROJETO
CLASSIFICAÇÃO POTÊNCIA - P QUEDA DE PROJETO - Hd (m)
DAS CENTRAIS (kW) BAIXA MÉDIA ALTA
MICRO P < 100 Hd < 15 15 < Hd < 50 Hd > 50
MINI 100 < P < 1.000 Hd < 20 20 < Hd < 100 Hd > 100
PEQUENAS 1.000 < P <
30.000
Hd < 25 25 < Hd < 130 Hd > 130
FONTE: ELETROBRÁS, 2000
Algumas das vantagens que incentivam o investimento em uma PCH no
Brasil são, por exemplo: o custo acessível, o menor prazo de implementação e
manutenção do investimento; facilidades oferecidas pela legislação; e,
disponibilidade de tecnologias eficientes
As PCHs oferecem economia em matéria de investimentos relacionados à
transmissão, redução de perdas de transmissão e auxiliam na estabilidade do
serviço de energia elétrica, por possuírem pequeno porte e serem integradas ao
sistema elétrico local. Estes projetos produzem pequeno impacto ambiental, por
alagar uma pequena área em comparação às grandes centrais. Essa condição
proporciona agilidade no processo de licenciamento ambiental, visto que este é o
maior obstáculo dos empreendimentos hidrelétricos.
2.6 MICRO E MINIGERAÇÃO DISTRIBUÍDA
A produção descentralizada de energia é caracterizada pela sua geração de
energia em pequena escala. Este conceito não é novo, pois os primeiros centros de
produção de eletricidade foram desenvolvidos segundo esta perspectiva.
As primeiras centrais elétricas forneciam energia apenas aos clientes
próximos da fonte de produção, e as primeiras redes de distribuição funcionavam em
29 corrente contínua, sendo o nível de tensão na rede limitado, bem como a distância
entre a fonte de produção, e o consumidor. A gestão entre o fornecimento de
eletricidade e as necessidades dos consumidores era realizada por meio de
armazenamento de energia, como baterias, que estavam diretamente ligadas à rede
em corrente contínua (WADE, 2007).
Este conceito foi deixado de lado com o surgimento das novas tecnologias e
das redes elétricas em corrente alternada, que proporcionaram o transporte de
energia elétrica até maiores distâncias, proporcionando a evolução da geração
centralizada. Na última década, com os avanços da tecnologia, na área da produção
elétrica, e devido à mudança econômica da energia e questões ambientais, tem
havido um novo interesse na produção descentralizada de pequena escala. Além
disso, a produção de energia elétrica através de instalações de pequena escala,
utilizando fontes renováveis de energia, ou processos de conversão de elevada
eficiência energética, pode contribuir para uma alteração do panorama energético
nacional.
Para a ANEEL (2012c), a microgeração distribuída é a central geradora de
energia elétrica, com potência instalada menor ou igual a 100 kW, que utilize fonte
incentivada de energia, ou seja, fontes de energias renováveis como solar, eólica,
biomassa, hídrica ou cogeração qualificada, e que seja conectada na rede de baixa
tensão da distribuidora, através de instalações de unidades consumidoras; e a
minigeração distribuída, é a central geradora de energia elétrica, com potência
instalada superior a 100 kW e menor ou igual a 1 MW, que utilize fontes incentivadas
de energia, e que seja conectada diretamente na rede da distribuidora, em qualquer
tensão.
As tecnologias de micro e minigeração, do ponto de vista global reduzem os
investimentos em redes de transporte e distribuição, e têm maior valor se puderem
ser implementadas em curtos períodos de tempo, com riscos de investimento muitas
vezes menores. As tecnologias utilizadas mais frequentemente são os painéis
solares, microeólicas, microturbinas, microcentrais hidrelétricas ou outros tipos de
tecnologia (ELLERN et al., 2003).
A microgeração traz benefícios acrescidos em termos de redução das
perdas nas redes elétricas, com conseqüente redução de emissões de CO2, e
adiamento de investimentos no reforço das redes elétricas. Estes benefícios técnicos
30 traduzem-se em benefícios econômicos significativos para o operador da rede de
distribuição, que assim deve encarar este desafio como uma oportunidade para
aumentar a eficiência da sua atividade.
2.7 CONSIDERAÇÕES FINAIS DO CAPÍTULO
O Brasil, apesar de possuir um grande potencial energético alternativo,
precisa caminhar muito para que o uso deste potencial seja explorado e
desenvolvido. Caminhar no sentido de incentivar um ambiente regulatório, comercial
e técnico que facilite e promova a implantação da geração distribuída é essencial
para que a GD possa complementar a geração centralizada, minimizando, portanto,
as perdas e aumentando a confiabilidade do Sistema Elétrico.
Com efeito, esta crescente demanda de energia resultante da exploração de
fontes primárias mais distantes dos centros de consumo tem induzido a busca por
fontes alternativas e/ou renováveis para produção de energia, como fontes eólicas,
solar, hidráulicas, entre outras.
A integração das tecnologias de mini e microgeração no sistema elétrico
nacional é uma das possíveis estratégias a adotar com o objetivo de melhorar o
desempenho energético e ambiental do país. As aplicações destas tecnologias, mais
eficientes e limpas, nos países em desenvolvimento, podem contribuir positivamente
tanto em questões sócio-econômicas como ambientais.
No Capítulo 3 a seguir é elaborado um estudo dos vários incentivos
existentes às fontes renováveis de energia.
31 3 POLÍTICAS REGULATÓRIAS, TARIFÁRIAS E DE INCENTIVO ÀS FONTES
RENOVÁVEIS DE ENERGIA
3.1 INTRODUÇÃO
O desenvolvimento da geração descentralizada de energia elétrica necessita
de políticas específicas para que diversas barreiras, que impedem sua integração no
mercado convencional, sejam superadas, e por fim, integradas como alternativa ao
sistema energético convencional. Cada país adota uma ou várias políticas de
incentivo, de acordo com seu desenvolvimento em tecnologias, economia, fatores
geográficos, entre outros.
Com o passar dos anos esses incentivos vão sendo aprimorados e inseridos
no sistema, com o intuito de fomentar a geração distribuída. O grande desafio do
setor elétrico brasileiro é garantir a oferta contínua de energia que garanta o
crescimento sustentado da economia, sem perder a tradição no incentivo às fontes
limpas de geração. A composição da matriz energética no Brasil lhe garante um
posicionamento estratégico importante nas discussões internacionais sobre
mudança do clima. O país não deve, portanto, perder o foco na sua vocação de
utilização de sistemas limpos de produção de energia.
Além de promover a diversificação da matriz energética, reduzindo o risco
hidrológico, o uso de diversos tipos de fontes renováveis abre também, enormes
expectativas de ampliação do atendimento dos serviços de energia elétrica a
comunidades isoladas. São regiões onde a extensão da rede ainda é inviável,
adotando-se soluções de cunho regional, mediante o aproveitamento econômico dos
insumos disponíveis e das tecnologias aplicáveis.
Logo, o Brasil deve buscar mecanismos que incentivem o uso de tecnologias
que utilizem fontes renováveis de energia na geração distribuída de eletricidade.
Sendo um país de grande diversidade climática, a utilização dessas energias em
grande escala, torna-se plenamente viável.
32 3.2 MECANISMOS DE INCENTIVO
A viabilidade da interconexão da geração distribuída passa pelo estudo das
barreiras à sua utilização, confrontando-se com os mais diversos incentivos ao seu
desenvolvimento. O uso desses sistemas reflete as estratégias que cada país adota
para fomentar as fontes renováveis dentro do contexto de competitividade, ou não,
inserido nos seus respectivos setores elétricos.
De acordo com Lamy et al. (2002) as fontes renováveis de energia
enfrentam dois principais obstáculos que justificam a intervenção pública. O primeiro
refere-se ao preço da eletricidade no mercado, que não representa o custo real de
produção da eletricidade, uma vez que não considera os custos inerentes ao
controle da poluição provocada por combustíveis fósseis e os benefícios ambientais
da geração a partir de fontes renováveis, eliminando assim qualquer vantagem
comparativa das mesmas. O segundo remarca o estágio ainda imaturo de
desenvolvimento tecnológico das fontes alternativas, o que impossibilita uma
competição direta no mercado com a tecnologia de fontes convencionais e reforça a
necessidade de se incentivar de forma apropriada o processo de aprendizagem
tecnológico através de políticas específicas para que a barreira dos elevados custos
iniciais (uma das principais características das inovações tecnológicas) seja
superada.
3.2.1 NET METERING – SISTEMA DE COMPENSAÇÃO DE ENERGIA
O net metering, ou também conhecido como o sistema de compensação de
energia, é uma medida especial e uma modalidade de faturamento entre uma
companhia de utilidade pública e consumidores que optam por instalar sistemas de
geração de energia renovável, como turbinas eólicas e painéis fotovoltaicos e
interligá-los à rede de distribuição de energia. O net metering incentiva o
desenvolvimento de pequenos sistemas de energia renovável, proporcionando maior
economia aos consumidores. Também garante que os consumidores tenham uma
33 fonte confiável de energia de sua companhia de utilidade pública quando seus
geradores de energia renovável não estão produzindo energia (AmerenUE, 2010).
Esta forma de tarifação permite ao consumidor compensar seu consumo de
eletricidade com a sua geração própria num período determinado (geralmente de um
ano), sem levar em consideração o período de consumo ou de geração de energia.
Para o caso de a geração não estar conectada a rede de energia, existe a
opção de adicionar baterias ao sistema para economizar a energia excedente para
mais tarde, quando a procura exceder a oferta de energia do sistema. Porém os
sistemas de baterias são grandes, caros e devem ter manutenção regular
(WILLIAMSON, 2008).
Pelo motivo apresentado anteriormente, é mais vantajoso ao consumidor
que possui uma pequena central geradora, instalar o sistema net metering em sua
propriedade. Seu equipamento de medição deverá estar conectado ao sistema de
fornecimento de energia elétrica da concessionária de distribuição local, e através
disso, a rede servirá como uma espécie de sistema de bateria ao consumidor,
economizando assim, um gasto com a compra e manutenção de um sistema de
baterias. A Figura 3.1 mostra um diagrama esquemático de um sistema net
metering.
FIGURA 3.1 – DIAGRAMA ESQUEMÁTICO DO SISTEMA NET METERING
FONTE: SOLARTEK, 2012
34 Sempre que o equipamento gerador produzir mais eletricidade do que o
consumidor necessita, a eletricidade extra fluirá para trás através do medidor,
fazendo-o girar em sentido inverso. Esta medição reversa, que é possível através do
medidor bidirecional, pode resultar numa leitura inferior mensalmente pela
concessionária de energia elétrica, e consequentemente numa redução da fatura de
energia elétrica.
O investimento em energia renovável para atender uma parte da demanda
própria de eletricidade reduz a necessidade de energia elétrica tradicional, ao
mesmo tempo em que melhora a confiabilidade da eletricidade durante períodos de
alto consumo. Programas de net metering servem como um incentivo importante
para os consumidores que investem em recursos renováveis, como energia solar ou
eólica, e pode fornecer uma opção para reduzir as contas de eletricidade (OCC,
2009).
Toma-se como exemplo o consumo residencial apresentado na Tabela 3.1,
onde é mostrado o comparativo entre a fatura com GD e sem GD.
TABELA 3.1 – SIMULAÇÃO DE FATURAMENTO
FONTE: ANEEL, 2011b
Conforme ilustrado na Tabela 3.1, o consumidor pagaria, na maior parte do
ano, apenas o custo de disponibilidade de energia, que depende de cada
concessionária, pois a geração é superior ao consumo da instalação, gerando
créditos em kWh. Para os meses seguintes, haveria uma redução significativa da
fatura mensal. Dessa forma, a economia proporcionada pelo Sistema de
35 Compensação de Energia torna-se um importante fator para viabilizar
economicamente o investimento do consumidor em geração distribuída.
As diretrizes regulatórias do net metering continuam em evolução e se
tornam mais sofisticadas na medida em que as novas disposições contemplem
questões como geração líquida em excesso, propriedade de crédito de energia
renovável e sistemas comunitários. Este mecanismo regulatório representa um
mecanismo simples, de fácil administração e de baixo custo para encorajar
investimentos dos consumidores em tecnologias emergentes para auto-suficiência
energética. Do ponto de vista do consumidor, esta forma de contratação tem efeitos
diretos, como o apresentado anteriormente na fatura de energia que sofreu uma
redução. Do lado da concessionária, o fato de ter sistemas de geração distribuída,
contribui para melhorar o seu perfil de distribuição de tensão, o fator de carga, além
de evitar as perdas na transmissão e distribuição.
3.2.2 FEED-IN TARIFFS – GARANTIA DE PREÇO AO PRODUTOR DE ENERGIAS
RENOVÁVEIS
As tarifas feed-in são cada vez mais reconhecidas como um tipo de política
eficiente para se promover energias renováveis: trata-se de um mecanismo que
garante que o produtor de energias renováveis possa vender energia a um preço
fixo garantido por contrato, por um período de tempo determinado (geralmente 5, 10,
15 ou 20 anos). Cerca de 50 países possuem algum tipo de tarifa feed-in.
O principal objetivo do incentivo através do Feed-in Tariffs – FIT é garantir
que uma determinada tecnologia seja segura e rentável ao produtor, isso porque, as
tecnologias que requerem mecanismos de incentivo são geralmente mais caras em
relação às grandes plantas de geração (usinas termelétricas e hidrelétricas), tanto
no investimento para implantação desses geradores quanto à energia gerada.
De acordo com WFC (2007), para o desenvolvimento do FiT se faz
necessário conhecer os 3 estágios, que são:
1. Devem-se avaliar os potenciais locais quanto aos recursos existentes e
circunstâncias geográficas; condições prévias para o desenvolvimento tecnológico; o
36 ambiente político; determinar a taxa de aumento das novas tecnologias em relação
ao “mix” de tecnologias no país; conhecer e comparar políticas semelhantes e que
deram certo em outros países.
2. Encontrar parceiros para ajudar a alavancar os processos políticos, desde
que independentes da indústria de geração convencional de energia e garantir que
estejam prontos para argumentar contra eles. Assegurar que o governo esteja
interessado em desenvolver novas tecnologias ao garantir tal mecanismo, sabendo
que a indústria de geração convencional não esteja influenciando negativamente na
tomada de decisões.
3. Iniciar tal política com um regulamento simples e ao passo do tempo
alterá-la se necessário, portanto, é importante acompanhar o processo no âmbito da
regulação, com o intuito de verificar se as metas e objetivos estão sendo cumpridos.
Além disso, monitorar e ajustar as tarifas, a fim de controlar uma possível expansão
dos custos, garantindo assim um correto pagamento para cada tecnologia, para que
se alcance o grau de amadurecimento esperado.
A determinação das tarifas no sistema Feed-In pode ser estabelecida em um
período mais longo ou através de ajustes periódicos, para manter uma maior
flexibilidade ao longo do tempo A importância dada às tarifas estabelecidas no
sistema Feed-In estará fortemente relacionada com os critérios que cada país dará a
sua política de incentivos às fontes alternativas de energia de geração renovável,
critérios estes que englobam fatores tecnológicos, econômicos, políticos,
estratégicos, entre outros.
• Tarifa uniforme: o caso mais simples do sistema Feed-In é com as
tarifas fixas, como pode ser observado na Figura 3.2.
37
FIGURA 3.2 – SISTEMA FEED-IN TARIFAS FIXAS
FONTE: FINON et al., 2002
Neste caso a curva de custo marginal (Cm) do produtor é inferior à tarifa
estabelecida pelo governo. O fato de esta tarifa pré-estabelecida pelo governo ser
maior, pode acarretar numa busca pelo empreendedor de obter um custo marginal
ainda mais inferior ao da tarifa, auferindo um ganho maior do que aqueles que
tiverem o seu custo marginal igual ao da tarifa. Portanto, a fixação da tarifa é um
procedimento que pode incentivar a redução dos custos e o investimento em
pesquisa e desenvolvimento, mas só ocorrerá, de fato, se houver o interesse do
empreendedor. O diferencial ganho pelo produtor é caracterizado pela área (cAp)
que está entre a curva dos custos marginais e a tarifa p.
• Taxa variável: em localidades onde há condições favoráveis ao
desenvolvimento de recursos renováveis, não é necessário um investimento tão
grande por parte do governo ao estabelecer a tarifa, então é adotado um sistema de
tarifas variáveis, tais como a Figura 3.3.
38
FIGURA 3.3 – SISTEMA FEED-IN TARIFAS VARIADAS
FONTE: FINON et al., 2002
A introdução de uma tarifa p’ pode ajudar na limitação de rendas diferenciais
representada pela área (p’p’’Ac) situada entre a curva dos custos marginais e os
incrementos da tarifa.
Ao garantir uma remuneração ao produtor através do sistema Feed-In, de
acordo com as Figuras anteriores, um progresso no desenvolvimento tecnológico
destas fontes de energia pode ser observado. A Figura 3.4 mostra a dilatação na
curva dos custos marginais decorrente do progresso tecnológico.
FIGURA 3.4 – EFEITO DO PROGRESSO TECNOLÓGICO
FONTE: FINON et al., 2002
Ou seja, para uma mesma tarifa p0 o produtor deixa de produzir q0* e passa
a produzir uma quantidade maior qt*. Assim, no caso de uma tarifa fixa de
alimentação o produtor pode garantir uma renda extra, representada pela área
39 (ADBC), que somada à renda inicial do produtor, representada pela área (cAp0),
garante um benefício total maior, representado pela área (cDp0).
Um dos fatores deste sistema ser criticado é que a sociedade acaba sendo
onerada, pois estes preços são custeados por todos os consumidores de energia
elétrica, então a solução adotada estaria na adoção de tarifas decrescentes ao
sistema, conforme mostrado na Figura 3.5.
FIGURA 3.5 – REDUÇÃO DA TARIFA NO SISTEMA FEED-IN
FONTE: FINON et al., 2002
Contudo, conforme mostra a Figura 3.5, diante da curva Cmet a tarifa
necessária para obter a mesma quantidade de energia q0* passa a ser pt e não mais
p0. Porém, o regulador não tem informações suficientes para precisar o
desenvolvimento tecnológico e, por isso, estabelece uma nova tarifa pet com base
em uma curva de custos marginais que antecipa a evolução tecnológica (Cmat),
sendo esta diferente da curva de custos marginais efetiva (Cmet). Assim, a
quantidade produzida será qt*, valor superior ao q0* previsto pelo regulador. Ou seja,
ainda com o estabelecimento de tarifas decrescentes, os produtores no mecanismo
feed-in tariff conseguem adquirir uma renda extra através do desenvolvimento
tecnológico, mas, neste caso, há um decréscimo no ônus dos consumidores, que
pode ser visualizado pela área (p0DEpet).
Os benefícios excedentes de cada produtor devido a uma redução da tarifa
do sistema Feed-In definida por uma curva de custos marginais antecipada é dada
pela área (cEpet). Este sistema apresenta uma grande vantagem ao apresentar um
melhor equilíbrio entre dois efeitos do progresso tecnológico.
40 Este sistema agrega em si duas grandes vantagens: a primeira está na
redução do impacto pago pelo consumidor e a segunda (que ocorre ao mesmo
tempo em que a primeira) está na renda extra que produtores inovadores podem
obter.
3.2.3 TENDER SYSTEM - SISTEMA DE LEILÕES
O sistema de leilão consiste na determinação feita pelo governo, da quantia
de energia que será leiloada, advinda de produtores de fontes alternativas de
energia de geração renovável. Os produtores concorrem entre - si para ganhar os
contratos, ou ainda, para receber do governo um subsídio de um fundo administrado
pelo setor.
O regulador define as reservas de mercado para um dado montante e
organiza o processo de competição. O certame se inicia com a publicação destas
regras e, posteriormente, o órgão responsável promove as chamadas públicas para
o recebimento das propostas contendo o valor dos lances de tarifa dados pelos
interessados. Vencem o procedimento as propostas que tiverem os menores lances
em ordem crescente até que seja completada a quantia de energia que foi pré-fixada
no início.
As concessionárias de energia elétrica ficam obrigadas a pagar aos
produtores participantes do leilão o montante de energia gerada pela tarifa definida
no leilão. Para cada gerador de energia renovável selecionado é feito um contrato de
longo prazo garantindo o pagamento da energia gerada com base no preço final do
leilão.
A Figura 3.6 apresenta curvas de custos marginais formadas a partir do
processo de leilão. Na curva Cm, para alcançar a quantidade de energia desejada
(qobj) são apresentadas, em rodadas sucessivas, durante o leilão, as quantidades q1,
q2-q1, q3-q2, qobj-q3 ao preço máximo p1, p2, p3 e p4, respectivamente.
41
FIGURA 3.6 – CURVA DE CUSTOS MARGINAIS NO SISTEMA DE LEILÃO
FONTE: FINON et al., 2002
Com as rodadas sucessivas no procedimento licitatório, estas seguem a
tendência de diminuição da tarifa a ser paga, pois se toma como preceito que a cada
nova rodada de leilão terá ocorrido um ganho de conhecimento tecnológico e,
conseqüentemente, a redução do custo, que se expressa na redução da tarifa, o que
é mostrado na Figura 3.7. Este processo cancela automaticamente o potencial de
renda extra proveniente do desenvolvimento tecnológico (DUTRA, 2007).
.
FIGURA 3.7 – EFEITO DO PROGRESSO TECNOLÓGICO NO SISTEMA DE LEILÃO FONTE: FINON et al., 2002
Para Menanteau et al. (2001), no Sistema de Leilão as margens de lucro dos
empreendedores são relativamente reduzidas, pois o critério adotado para vencer o
leilão é o de menor tarifa. O balanço entre os riscos envolvidos e os lucros
esperados é uma desvantagem do leilão tornando-o pouco atrativo para alguns
investidores. No entanto, fica claro que, se o objetivo for estimular novos
42 investidores a atuarem em um mercado ainda pouco competitivo, como das energias
renováveis alternativas, deverão ser estipulados em cada leilão preços-teto de
tarifas adequadas para esses atores, sem onerar de forma exorbitante os
consumidores que arcarão com a conta.
3.2.4 SISTEMA DE COTAS COM CERTIFICADOS VERDES
No Sistema de Cotas o governo estabelece uma porcentagem de energia
renovável que deve ser fornecida pelas empresas de energia (concessionárias
distribuidoras) aos consumidores finais. Para que a meta seja alcançada, a empresa
pode produzir fisicamente a energia; comprar a energia de um gerador, que
fornecerá juntamente os certificados verdes; ou através da aquisição de certificados
verdes de um gerador específico, cuja geração já tenha cumprido a meta exigida ou
cuja distribuidora possua excedente de geração.
Em geral, os certificados são emitidos por geradores de energia renovável
que se beneficiam de duas maneiras pela geração de origem renovável: vendendo a
energia gerada para a rede ao preço de mercado, ou através da venda de
certificados no mercado de certificados verdes (FINON et al., 2002).
O ponto de equilíbrio A, mostrado na Figura 3.8, em um mercado de
certificados verdes está situado na intersecção entre a curva de demanda definida
pela cota qobj e pela oferta, representada pela curva de custos marginais (Cm). A
cota qobj é desta forma, representada no mercado de certificados verdes pelo preço
de equilíbrio p. A renda extra alocada aos produtores é equivalente a área (cAp)
(DUTRA, 2007).
A Figura 3.8 mostra a curva dos custos marginais no sistema de cotas.
43
FIGURA 3.8 – CURVA DOS CUSTOS MARGINAIS NO SISTEMA DE COTAS
FONTE: FINON et al., 2002
A Figura 3.9 apresenta curvas de custos marginais no mercado de
certificados verdes de dois operadores com objetivos iguais de geração q. Para
Dutra (2007) o operador A, que apresenta menores quantidades de recurso
energético, apresentará uma curva de altos custos marginais CmA, sua produção
será limitada a qA e o restante necessário para completar o objetivo q será adquirido
no mercado de certificados verdes ao preço de equilíbrio p. Para que isso ocorra, o
produtor B aumenta sua produção para qB e vende seu excedente de geração
renovável no mercado de certificados ao preço de equilíbrio p.
FIGURA 3.9 – OPERAÇÃO NO MERCADO DE CERTIFICADOS VERDES
FONTE: FINON et al., 2002
A introdução do conceito de certificados resulta numa redução dos custos de
se alcançar o objetivo global (qobj=qA+qB= 2q), mostrado pelas áreas compartilhadas,
comparadas pela situação de utilização de mecanismos menos flexíveis onde os
operadores são limitados a restringirem-se a qA e qB. No contexto de um sistema de
44 certificados verdes, objetivos específicos (qA e qB) podem ser obtidos por todos os
operadores ao mesmo tempo minimizando os custos globais de alcançar as metas
de produção através da equalização dos custos marginais de produção.
Na Figura 3.10 observa-se o efeito do desenvolvimento tecnológico nas
curvas de custo marginal do mecanismo de cotas. O operador B, que já atua no
mercado de certificados, consegue reduzir sua curva de custos marginais CmB para
Cm’B. Neste caso, para uma mesma cota, o preço de equilíbrio do mercado de
certificados é reduzido de p para p’ e assim o operador A passa a se beneficiar do
desenvolvimento tecnológico do operador B. Ou seja, o operador A passa a ter um
incentivo cada vez menor para buscar um avanço tecnológico. Já o operador B, que
antes vendia no mercado de certificados uma quantidade qB ao preço p, passa a
vender uma quantidade maior q’B a um preço menor p’. Ou seja, o produtor B não
tem garantias de que o ganho tecnológico conduzirá a um aumento na sua renda. O
ganho acontecerá somente quando a área C’B’D’ for maior que a área CBD. Tal
característica restritiva é uma desvantagem do mecanismo de cotas em relação à
promoção do desenvolvimento tecnológico.
FIGURA 3.10 – LIMITAÇÃO DO DESENVOLVIMENTO TECNOLÓGICO
FONTE: FINON et al., 2002
O sistema de cotas e os certificados verdes têm como pontos positivos a
possibilidade de formação de um mercado paralelo, além do potencial de criar um
mercado competitivo que garante o valor mais baixo para os investimentos. Porém,
a tarifa, por ser determinada pelo mercado e não de forma administrativa, implica
infra-estrutura regulatória e gerencial sofisticada, acarretando altos custos de
transação.
45 Outra característica é que o sistema de cotas é instável, e não oferece
segurança em longo prazo. As cotas são determinadas para um período de tempo
ou determinada potência. Depois que a meta é atingida, não há mecanismos
previstos para manter a produção de energias renováveis competitivas em relação
às fontes convencionais. Assim, o sistema de cotas desestimula a entrada de
investidores. Quem acaba entrando no negócio está mais interessado em especular
do que em empreendimentos de longo prazo.
Outra desvantagem do sistema de cotas fixas é que a entrada das energias
renováveis no mercado acontece de forma rápida, não estimulando a pesquisa e
desenvolvimento ou a aprendizagem tecnológica e acaba por formatar um setor com
fontes pouco competitivas em termos comerciais.
3.2.5 SUBSÍDIOS/INCENTIVOS FINANCEIROS
O subsídio financeiro tem por objetivo ser um mecanismo inicial para
alavancar o desenvolvimento do investimento que apresente custo inicial elevado,
como aqueles de fontes renováveis menos econômicas. Existem dois tipos de
subsídios financeiros, o subsídio ao investimento e à produção.
De acordo com Costa (2006), apesar da facilidade e viabilidade
administrativa e política deste instrumento, o subsídio ao investimento não incentiva
a eficiência do projeto de geração renovável a partir de fontes alternativas de
energia e, por isso, alguns agentes de mercado defendem a utilização de subsídios
à produção (pagamento pelo kWh gerado e disponibilizado na rede), por possuir um
maior controle sobre a eficiência da operação. Apesar disso, segundo Dutra (2007),
os subsídios ao investimento são os mais comuns e são aplicados na fase inicial de
instalação do empreendimento para tornar viável economicamente a produção.
Como mostrado na Figura 3.11, de Dutra (2007), a curva dos custos
marginais (Cm) é deslocada para baixo devido a disponibilização de subsídios para
redução do investimento inicial. Este deslocamento possibilita uma redução do preço
da energia além de possibilitar um novo ponto de equilíbrio na curva de demanda.
Este novo ponto de equilíbrio representa a possibilidade de reduzir os custos
46 marginais (p para p’) além de aumentar a quantidade de energia (q para q’). O valor
do subsídio pode ser representado pela área ABC.
FIGURA 3.11 – ATUAÇÃO DE SUBSÍDIOS PARA INVESTIMENTO NA CURVA DE DEMANDA E NO
DESLOCAMENTO DOS CUSTOS MARGINAIS FONTE: DUTRA, 2007
Os subsídios reduzem o montante de capital inicial próprio necessário para
começar o projeto e oferecem a garantia de que, no curto prazo, haverá aumento de
capacidade da fonte energética subsidiada. As definições do nível do subsídio e das
tecnologias subsidiadas devem ser pensadas de forma a não prejudicar a formação
de um mercado competitivo no curto prazo. Subsídios aplicados em níveis
inadequados podem acarretar barreiras comerciais e impedir a entrada de outros
atores, reduzindo a competitividade entre os empreendedores.
3.2.6 INCENTIVOS FISCAIS
Esse instrumento pode ser aplicado de várias formas para promover as
fontes de energia renováveis, como através da isenção das taxas aplicadas ao uso
da energia, pelo reembolso de taxas para eletricidade verde, redução de impostos,
benefícios fiscais para aqueles que investirem em fontes de energia renovável, e etc.
As medidas fiscais, quando aplicadas como subsídios, conseguem criar uma
fonte de renda (custo evitado) para o projeto ao longo da vigência do benefício fiscal.
47 Apesar de os incentivos fiscais representarem uma redução das
arrecadações tributárias do governo, eles são muitas vezes necessários para a
viabilização de projetos com altos custos iniciais. Ao mesmo tempo em que os
recursos estão direcionados para viabilizar projetos, os recursos fiscais podem
proporcionar que empreendedores utilizem estes recursos na absorção de novas
tecnologias, o que, de certa forma proporciona o desenvolvimento tecnológico
mesmo que de forma indireta (SOARES et al., 2006).
Como mostrado na Figura 3.12, a presença de incentivos fiscais ao longo do
projeto possibilita que a curva dos custos marginais originais sem a presença dos
incentivos (Cm) tome uma forma mais alargada (C’m). Este alargamento da curva
dos custos marginais possibilita a formação de uma renda adicional tal como visto
mais explicitamente no efeito de desenvolvimento tecnológico no sistema Feed-In.
Da mesma forma como apresentado nos incentivos de investimento, o efeito dos
incentivos fiscais possibilita um novo ponto de equilíbrio entre a curva de demanda e
a nova curva de custos marginais. Este novo ponto de equilíbrio representa a
possibilidade de reduzir os custos marginais (p para p’) além de aumentar a
quantidade de energia (q para q’).
FIGURA 3.12 – ATUAÇÃO DE INCENTIVOS FISCAIS NO ALARGAMENTO DA CURVA DOS
CUSTOS MARGINAIS E A CURVA DE DEMANDA FONTE: DUTRA, 2007
3.3 CONSIDERAÇÕES FINAIS DO CAPÍTULO
Para se alcançar a viabilidade econômica de algumas fontes de energia
renovável, uma das formas mais eficientes é a adoção destes mecanismos de
48 incentivo apresentados, isso porque, o custo de fabricação, implantação de algumas
tecnologias (eólica, fotovoltaica, entre outras) e respectivo custo da energia gerada
ainda é considerado elevado quando comparados aos custos das fontes
convencionais (usinas termelétricas e hidroelétricas).
As políticas de incentivo apresentadas neste capítulo são as mais
conhecidas internacionalmente e são adotadas de acordo com a característica e
conveniência de cada país. A Tabela 3.2 ilustra a variedade de incentivos aplicados
em diversos países.
TABELA 3.2 – INCENTIVOS PARA A GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
Mecanismo
País Feed-in Cotas
Net
Metering
Certificados de
energia renovável
Investimentos
público/financiamentos
Leilões de
energia
Alemanha X X X
Austrália X X X X
Brasil X X X
Canadá ** ** X X X
China X X X X
Dinamarca X X X X X
Espanha X X X
Estados
Unidos ** ** ** ** ** **
Itália X X X X X
Japão X X X X X
Portugal X X X
Reino
Unido X X X X
** O INCENTIVO NÃO É USADO EM TODOS OS ESTADOS FONTE: ELABORAÇÃO PRÓPRIA
Ao se fazer uma análise comparativa destes incentivos, pode-se destacar
algumas vantagens e desvantagens apresentadas na Tabela 3.3.
Esta avaliação teórica dos incentivos servirá como base para o próximo
capítulo, onde serão estudados alguns casos particulares de países e suas
experiências na aplicação destes incentivos em seu sistema.
49 TABELA 3.3 – COMPARATIVO DOS INCENTIVOS
Incentivo Vantagens Desvantagens
Net Metering
Economia dos investimentos em transmissão, redução das perdas nas redes, melhoria da qualidade do serviço de energia elétrica, forma de conscientização sobre os recursos energéticos e vantagens financeiras aos consumidores.
Complexidade de operação da rede de distribuição, necessidade de mudanças nos procedimentos da distribuidora para operar, controlar e proteger a rede, alto culto de implantação e tempo de retorno elevado para o investimento.
Subsídios diretos para investimento
Reduz o montante de capital inicial próprio necessário para iniciar o projeto. Garante o aumento da capacidade em um curto prazo.
Os critérios para escolha do nível de subsídio e das tecnologias a serem beneficiadas podem dificultar a evolução de um mercado mais competitivo em curto prazo e também a adoção gradual de avanços tecnológicos. Em princípio, o subsidio é arcado por todos os contribuintes (consumidores e não consumidores).
Medidas fiscais Cria uma fonte de renda (custo evitado) para o projeto ao longo do período do benefício fiscal.
Em se tratando de um subsidio indireto, valem as mesmas desvantagens apontadas no item anterior.
Sistema Feed-In
O mecanismo de Feed-In cria uma estabilidade financeira para o investidor ao garantir a compra da energia por um período pré-determinado. Os riscos financeiros são minimizados uma vez que são protegidos através dos contratos de compra e venda de energia a um prêmio ou preço pré-determinados. Garante um aumento de capacidade no curto prazo. Em princípio, os consumidores da energia são aqueles que arcam com o ônus.
É um mecanismo caro que, dado o exemplo dos grandes mercados eólicos (que o mantêm por um período muito longo), tem se mostrado incapaz de gerar, por si próprio, um mercado mais competitivo entre as FAEs de geração renovável. Não necessariamente estimula os empreendimentos eólicos mais eficientes. Pode acarretar em uma sobre capacidade instalada e um sobre custo indesejado aos consumidores.
Sistema de Cotas/Certificados
Verdes
Possibilidade de formação de um mercado paralelo na comercialização dos certificados verdes. Permite a formação de um mercado competitivo que leva, em princípio, ao custo mínimo. O valor da tarifa é determinado pelo mercado e não de forma administrativa.
Em geral, o sistema de cotas necessita uma infra-estrutura regulatória e administrativa mais sofisticada (elevados custos de transação). Não estimula pesquisa e desenvolvimento além de não estimular a aprendizagem tecnológica. Não induz mercado para fontes com elevado potencial tecnológico, porém pouco competitivas (GELLER, 2003).
Sistema de Leilão Este sistema tende a favorecer os projetos mais eficientes uma vez que os projetos de custos mais reduzidos são escolhidos pelo processo de leilão.
O sistema de licitação pode não ser suficiente para atrair grandes investimentos. Por estar sujeito a muitas incertezas de oferta e demanda do setor de energia, o crescimento de projetos em FAEs de geração renovável é baixo. Também apresenta o problema de não fomentar fontes com elevado potencial tecnológico, porém pouco competitivas.
FONTE: ELABORAÇÃO PRÓPRIA
50 4 ESTUDO COMPARATIVO DOS MECANISMOS REGULATÓRIOS
EMPREGADOS EM ALGUNS PAÍSES NO FOMENTO AO USO DE FONTES
RENOVÁVEIS
4.1 INTRODUÇÃO
O debate sobre o aumento da segurança no fornecimento de energia, que foi
impulsionado pelos efeitos de ordem ambiental e social causados pela necessidade
de redução da dependência de combustíveis fósseis, tem contribuído para alavancar
o interesse mundial por soluções sustentáveis, que é o caso da geração de energia
oriunda de fontes limpas e renováveis, como já foi relatado anteriormente.
A idéia é que as fontes renováveis de energia tenham uma participação cada
vez maior na matriz energética global nas próximas décadas e o meio mais eficiente
para que isso se concretize é a implementação de legislações que levem o país a
um avanço nesse sentido.
Através de políticas públicas, o governo sinaliza à sociedade as suas
prioridades e diretrizes para o desenvolvimento do setor energético. As diretrizes
podem visar somente orientar os agentes do setor, podendo se utilizar, para esta
finalidade, incentivos financeiros (fiscais, creditícios ou tarifários) para aumentar a
sua eficácia, ou, então, a sua aplicação pode ser compulsória. Neste último caso, as
diretrizes precisam ser formuladas na forma de leis, decretos, portarias ou
resoluções de órgãos governamentais (BAJAY, 2002).
Pelo menos 83 países no mundo têm algum tipo de política para promover a
geração de energia renovável. Os 10 tipos mais comuns são a política de tarifas
feed-in, as normas de portfólio de energia renovável, as subvenções de capital ou
concessões diretas, créditos fiscais de investimento, impostos sobre vendas ou
isenções de impostos sobre valor agregado, comércio de certificados verdes,
pagamentos pelos direitos de produção de energia ou de créditos fiscais, net
metering, investimento público direto ou financiamento e sistemas de leilões (REN
21, 2010).
51 O presente capítulo destacará a experiência internacional, com relação ao
seu arcabouço legal e regulatório dirigido aos empreendimentos de geração
distribuída, inserção de fontes de energia limpas, além de incentivos a geração de
energia descentralizada através de fontes renováveis. Neste sentido, faz-se
necessário realizar uma análise dos instrumentos legais e regulatórios de modo a
identificar as dificuldades e carências do momento.
4.2 MARCOS REGULATÓRIOS INTERNACIONAIS
Nesta seção serão apresentados alguns dos casos, em termos de políticas e
programas de incentivos, mais avançados internacionalmente, utilizando os
conceitos de mecanismos de incentivos já vistos anteriormente.
Toda a experiência vivida por vários países com instrumentos de incentivo às
fontes renováveis alternativas pode trazer grandes benefícios para o setor elétrico
brasileiro. Não que se devam adotar as mesmas táticas, uma vez que as realidades
de cada país são singulares, mas o que se pretende é analisar estas experiências
que podem servir de referência, e auxiliar no desenvolvimento de um mecanismo de
incentivo específico para o setor elétrico brasileiro, em especial para os sistemas
descentralizados.
A seguir serão apresentadas algumas políticas e programas que foram, ou
estão sendo desenvolvidos na Alemanha, Reino Unido, Estados Unidos e Holanda,
para posteriormente fazer uma comparação com as políticas de incentivos aplicadas
no Brasil.
4.2.1 O CASO DA ALEMANHA
O início dos incentivos às fontes renováveis de energia na Alemanha pode
ser explicado pelo momento econômico criado pelas sucessivas crises do petróleo
nos anos 1970 e pela necessidade de garantir o suprimento energético do país, cuja
52 matriz era fortemente dependente de combustíveis fósseis e da importação. O
crescimento da consciência ecológica, o surgimento de políticas voltadas ao meio
ambiente em toda a Europa a partir dos anos 1980, e o declínio da geração nuclear
após o acidente na estação de geração nuclear de Chernobyl em 1986, também
foram fatores decisivos para alavancar novas políticas direcionadas às fontes
renováveis.
No início da década de 90, questões ambientais tornaram-se as grandes
motivadoras para a criação de incentivos ao desenvolvimento de fontes renováveis
de energia. O governo alemão, participante do Protocolo de Quioto, concordou em
manter as emissões de gases do efeito estufa no período de 2008 a 2012 em 21%
de suas emissões de gases de efeito estufa praticadas em 1990.
Conseqüentemente, a utilização de fontes renováveis de energia, e medidas para
acelerar o desenvolvimento tecnológico de fontes renováveis de energia têm sido
observadas pelo governo alemão como fundamentais para atingir a meta estipulada
pelo Protocolo (RUNCI, 2005).
Em 1991, o governo alemão promulgou uma lei sobre a compra de energia
elétrica gerada por fontes de energia. Esta lei, chamada de Eletricity Feed Act
(Stromeinspeisungsgesetz ou Feed-in Law ou EFL) tinha abrangência nacional e
obrigava as concessionárias a comprar eletricidade produzida a partir de tais fontes,
em suas áreas de concessão, pagando tarifas especiais fixadas a cada ano. Estas
tarifas eram definidas para cada tipo de fonte renovável a partir de percentuais
específicos aplicados sobre as tarifas médias de fornecimento aos consumidores
finais nos dois anos imediatamente anteriores (BAJAY, 2000).
O Feed-in Law garantia um preço fixo para a eletricidade gerada por um
período de 20 anos. Todo gerador de energia renovável recebia um preço mínimo
por kWh colocado na rede e, além disso, as empresas que operavam as redes de
distribuição eram obrigadas por lei a conectá-los e a reduzir sua produção de
energia convencional. O preço premium estabelecido no Feed-in Law garantia uma
remuneração de cerca de 90% acima do preço médio da energia convencional
vendida ao consumidor, para eólica e solar, e 80% para as outras fontes de energia
renovável. Esse valor tinha que ser pago aos geradores de energia de fontes
renováveis pelas empresas distribuidoras de eletricidade.
53 O sistema de tarifas feed-in apresenta a configuração mostrada na Figura
4.1.
FIGURA 4.1 – FUNCIONAMENTO DAS TARIFAS FEED-IN NA ALEMANHA
FONTE: GREENPEACE, 2008
54 Vários pesquisadores consideraram o Feed-in Law como sendo o grande
responsável pelo rápido desenvolvimento das fontes renováveis na Alemanha, o que
pode ser observado na Figura 4.2.
FIGURA 4.2 – EVOLUÇÃO DA GERAÇÃO POR FONTES RENOVÁVEIS DE ENERGIA (E-FER)
FONTE: COSTA, 2006
Os empreendimentos iniciais eram, em maioria, de energia eólica e se
encontravam no norte da Alemanha, onde havia os melhores regimes de ventos.
Algumas empresas locais de eletricidade passaram a ter uma carga financeira
significativa, uma vez que se situavam em regiões de baixa densidade populacional
e apresentavam consumo relativamente baixo de energia, e mesmo assim foram
obrigadas a comprar uma importante quantidade de energia devido ao elevado
número de projetos no local de concessão. Como forma de resolver esta questão, a
primeira reforma da Lei, ocorrida em 1998, definia que se mais de 5% da quantidade
de eletricidade fornecida por uma empresa aos seus clientes, dentro de um ano,
viesse de fontes renováveis, os custos de reembolso adicional, acima dos 5%,
seriam cobertos pela próxima empresa situada um nível acima – ou seja, haveria
uma transferência dos encargos das empresas locais para as empresas regionais e
dessas para os operadores dos sistemas de transmissão (COSTA, 2006).
55 Com isso a resistência das empresas distribuidoras ao sistema Feed-in, que
reclamavam na justiça européia a constitucionalidade da Lei, e também a redução
ao longo do tempo no valor do pagamento do preço premium para geração de
energia através de fontes renováveis, levou a uma exigência pela reforma da lei,
tanto pelas distribuidoras quanto pelas geradoras de energia de fontes renováveis.
Em 1998, o governo alemão formulou dois novos objetivos para a
penetração das fontes renováveis no país: dobrar a participação de tais fontes no
consumo de energia primária até 2010, passando de 2% para 4%, e posteriormente
aumentar esta participação para 25% até 2030 e 50% até 2050 (CAVALIERO,
2001).
Assim, para atender estes objetivos foi aprovada em março de 2000 uma
nova legislação referente à geração de eletricidade a partir de fontes renováveis,
The Act on Granting Priority to Renewable Energy Sources (Erneuerbare-Energien-
Gesetz - EEG). A EEG, também conhecida como a Lei das Energias Renováveis,
alterou a meta de participação das fontes renováveis de energia na produção de
energia elétrica de 5% para 10% até 2010, e estipulou tarifas diferenciadas e
decrescentes para cada tipo de fonte renovável, com um processo de revisão a cada
dois anos.
Em 21 de julho de 2004 foi publicado no Diário Oficial alemão uma
reformulação da EEG, que passou a vigorar a partir de 1 de agosto de 2004. O
objetivo desta reforma foi alterar a meta de participação das fontes renováveis de
energia na produção de eletricidade de 10% para 12,5% em 2010 e de 20% em
2020 (GREENPEACE BRASIL, 2008).
O novo programa do governo federal alemão para a expansão das energias
renováveis no setor de eletricidade pretende alcançar a meta de 30% da geração
com fontes renováveis até 2020 para que o país possa atingir as suas metas
ambiciosas de mitigação das mudanças climáticas. Esta meta foi estabelecida na
nova versão da EEG, que entrou em vigor em 1º de janeiro de 2009. Além disso, a
estratégia de sustentabilidade do governo federal, que foi definida em 2008,
estabelece que 50% do consumo total de energia do país devem ser fornecidos por
fontes renováveis até 2050 (BMU, 2011a).
Além destas leis aplicadas especificamente para geração de energia elétrica
a partir de fontes renováveis, o governo alemão promulgou em abril de 1999 uma lei
56 chamada Law Initiating the Ecological Tax Reform (Gesetz zum Einstieg in die
ökologische Steuerreform), mais conhecida como Eco-tax. Esta busca reduzir as
contribuições à seguridade social através da melhoria da qualidade de vida dos
empregados. Isto significa aumentar o bem estar social ao internalizar os custos
ambientais das diversas atividades relacionadas à energia. Assim, são aplicadas
taxas sobre o consumo de alguns energéticos, como a energia elétrica e os óleos
minerais.
Outro mecanismo existente é a chamada eletricidade verde (Grüne
Stromangebote), introduzida no setor elétrico desde 1999, cuja filosofia remete ao
envolvimento dos consumidores, para estimular a penetração da energia elétrica
proveniente de fontes renováveis no mercado a partir da cobrança de uma sobretaxa
pela eletricidade verde consumida.
A Figura 4.3 apresenta a evolução durante 20 anos, do período 1990-2010,
da geração de energia elétrica proveniente de fontes renováveis diferenciada por
cada banda tecnológica.
FIGURA 4.3 – DESENVOLVIMENTO DAS FONTES DE ENERGIA RENOVÁVEL NA ALEMANHA
FONTE: BMU, 2011b
A geração hidrelétrica praticamente permanece constante durante todo o
período considerado, sofrendo pouquíssimas alterações. Por outro lado, a geração
eólica e a de biomassa apresentam uma evolução crescente, principalmente após a
publicação da EEG. Contudo, observa-se que a fonte eólica foi a que mais cresceu e
continua crescendo em termos de capacidade instalada na Alemanha.
57 4.2.2 O CASO DO REINO UNIDO
O Reino Unido é compreendido pela Inglaterra, País de Gales, Escócia e
Irlanda do Norte. Para atender o mercado de energia elétrica, existem três sistemas:
um que cobre a Inglaterra e o País de Gales, responsável por cerca de 90% do
mercado total, outro que atende a Escócia e um terceiro que serve a Irlanda do
Norte (BAJAY, 2000).
As primeiras iniciativas no Reino Unido para incentivar as fontes renováveis
de energia tiveram seus primeiros passos na década de 1970, quando alguns
projetos de pesquisa e desenvolvimento foram iniciados. O grande problema desses
P&D é que foram erroneamente direcionados em projetos para o desenvolvimento
em grande escala, e não para projetos descentralizados e de pequena escala. Essa
estrutura, controlada pela Central Electricity Generating Board (CEGB), era
particularmente adequada para a expansão da energia nuclear, que era a fonte que
mais despertava interesse na época.
Em 1990 iniciaram-se mudanças na estrutura institucional e operacional do
setor elétrico, como um maciço processo de privatização das empresas de energia,
a criação de um órgão regulador e a separação das atividades de geração,
transmissão, distribuição e comercialização de energia.
Diante do mercado competitivo que se estabelecia, as usinas nucleares
enfrentavam dificuldades na sua privatização e, nesse contexto, foi criado o Non-
Fossil Fuel Obligation (NFFO), baseado no mecanismo de leilão de energia, para dar
suporte econômico para a geração nuclear de energia elétrica.
Com as dificuldades de privatização, o governo britânico solicitou que
houvesse o apoio para combustíveis não-fósseis. Desta forma, o Electricity Act de
1990 permitiu que se elevasse o imposto sobre os combustíveis fósseis para pagar a
NFFO, o que acabou por fomentar o uso de fontes renováveis na geração de
energia elétrica em todo o Reino Unido.
O Departamento da Indústria e Comércio (DTI), órgão encarregado pela
regulação da indústria de energia, era responsável pela definição do preço máximo a
ser pago em cada leilão. Os geradores interessados em produzir energia
proveniente de fontes renováveis forneciam o preço de produção da energia e a
58 quantidade que pretendiam gerar, para o Non Fossil Purchasing Agency (NFPA).
Uma vez submetidos, os projetos e as empresas ofertantes deveriam passar por um
teste de segurança, aplicado pelo Office of Electricity Regulation (OFFER), no qual
eram examinados os aspectos técnicos, econômicos, comerciais e legais para
garantir que tais projetos viessem realmente a cumprir com sucesso o que se
propunha. Após esta fase, o DTI graduava as ofertas e selecionava as de menores
valores até preencher a capacidade requerida no leilão. É importante ressaltar que o
leilão ocorria entre tecnologias semelhantes.
As companhias regionais de eletricidade (RECs) pagavam o prêmio
contratado pela NFFO para os geradores vencedores do processo licitatório.
Entretanto as RECs deviam comprar a geração renovável de energia elétrica pelo
preço de mercado (que era a média mensal do preço negociado no Pool – PSP). O
preço pago pela geração renovável deveria estar bem próximo ao valor PSP ou
estar muito mais alto, dependendo da fonte renovável. A NFPA reembolsava a
diferença entre o valor especificado no contrato de geração renovável e o valor do
PSP para as companhias regionais de eletricidade. Esta diferença era financiada por
um imposto sobre o uso de combustíveis fósseis, chamado Fossil Fuel Levy (FFL),
que incidia sobre todas as contas de energia elétrica pagas pelos consumidores. O
esquema do leilão pode ser visto na Figura 4.4.
FIGURA 4.4 – PARTICIPAÇÃO DOS DIVERSOS AGENTES NO NFFO
FONTE: TERI, 2005
59 Inicialmente, do total arrecadado pelo FFL, cerca de 90% era destinado a
subsidiar a geração nuclear, restando apenas 10% para ser alocado em fontes
renováveis. A partir de 1998, não foi concedido mais nenhum subsídio á indústrias
nuclear, sendo a arrecadação totalmente destinada ao fomento de fontes renováveis.
Foram realizadas cinco chamadas públicas durante a década de noventa
NFFO-1 (1990), NFFO-2 (1991), NFFO-3 (1994), NFFO-4 (1997) e NFFO-5 (1998).
As duas primeiras chamadas apresentavam contratos de oito anos com as RECs.
Para as demais chamadas públicas, os contratos apresentavam um período de
quinze anos. A seguir a Tabela 4.1 apresenta os preços médios dos leilões.
TABELA 4.1 – RESULTADO DOS LEILÕES
FONTE: DUTRA, 2007
No entanto, apesar dos projetos terem sido contratados, não haviam
cláusulas de penalidades para projetos que não eram implementados. Com isso, nas
últimas rodadas do NFFO houve uma diferença entre os projetos contratados e os
que entraram em operação: 79% dos projetos contratados no NFFO-1 entraram em
operação contra 33% no NFFO-5. Segundo Suck (2002), isso pode ser atribuído ao
foco excessivo na competição e também na característica centralizada do sistema
de planejamento do Reino Unido o que restringe a implementação de projetos
descentralizados de energia renovável. Outro motivo seria o fato de os geradores de
energia renovável colocarem o preço da oferta abaixo dos seus custos de geração, o
que pode ser explicado pelo fato de que o contrato era aplicado para futuros projetos
que tinham um prazo para iniciar a operação em cinco anos. Assim, a expectativa
por um maior desenvolvimento da tecnologia e conseqüentemente o decaimento do
custo da energia faziam com que os geradores de energia renovável fizessem o
cálculo dos custos de produção em bases decrescentes.
Mesmo com os bons resultados obtidos com o NFFO no sentido de
disseminar as fontes renováveis na produção de energia elétrica, atingindo cerca de
60 3% da geração total do Reino Unido, o governo britânico decidiu em 1997 rever sua
política de fomento às fontes renováveis.
Em 2000, foi introduzido o The Utilities Act que estabeleceu um novo marco
regulatório para os mercados de gás e eletricidade. A parte mais importante dessa
reforma foi a criação do New Electricity Trading Arragements (NETA), que começou
a operar em Março de 2001, tinha como metas melhorar as condições do mercado
de energia elétrica, reduzir os preços da eletricidade e promover as fontes
renováveis. A NETA atingiu seus objetivos de ajustar o mercado de energia
proporcionando competição e redução de preços, mas não conseguiu facilitar o
desenvolvimento das fontes renováveis.
O Renewables Obligation (RO), que começou a operar em abril de 2002, na
Inglaterra & Gales e Escócia, e desde abril de 2005 na Irlanda, foi criado com base
no mecanismo regulatório de cotas com certificados verdes, que impõe a todas as
empresas de distribuição que uma determinada parcela do seu mercado seja
atendida com eletricidade gerada a partir de fontes renováveis.
A porcentagem exigida para o período 2002/2003 era de 3% e deverá
alcançar 15,4% no período 2015/2016, sendo mantido este percentual até o período
2026/2027, conforme mostra a Tabela 4.2.
TABELA 4.2 – COTAS ESTIPULADAS POR PERÍODO
FONTE: CORNWALL CONSULTING, 2004
O Renewable Obligation funciona da seguinte forma:
• Todo gerador de energia renovável pode solicitar ao Office for the Gas
and Eletricit (OFGEM) seu registro, e se candidatar aos certificados verdes
61 (Renewable Obligation Certificate – ROC na Inglaterra & Gales, e Scottish
Renewable Obligation Certificates – SROC na Escócia). Essa solicitação é voluntária
e os geradores devem preencher certos requisitos exigidos antes de receber os
ROCs. Cada ROC equivale a 1 MWh de eletricidade renovável produzida. O gerador
de energia renovável pode vender os ROCs aos distribuidores junto ou separado da
eletricidade gerada.
• Cada empresa distribuidora deve apresentar ao OFGEM um número de
ROCs correspondente a sua meta naquele ano. Se ela não tiver o número de ROCs
suficiente para cobrir sua meta, então deve pagar uma multa conhecida como Buy-
out Price para um fundo chamado Buy-out Fund.
• As empresas distribuidoras que tenham ultrapassado o atendimento da
meta naquele ano, ou seja, possuem ROCs excedentes podem revender esses
ROCs a outras empresas distribuidoras. No caso de a empresa ter comprado ROCs
excedentes dos geradores de energia renovável pode optar por não consumir a
eletricidade naquele momento, e deixar para consumir a eletricidade quando da
venda do certificado verde à outra empresa de distribuição.
Este esquema pode ser visto na Figura 4.5.
FIGURA 4.5 – AGENTES PARTICIPANTES DA RO E SEUS RELACIONAMENTOS
FONTE: MARTINS, 2010
Os ROCs são emitidos por tipo de tecnologia empregada para a geração de
energia renovável e servem, também, como forma de fiscalização da cadeia de
62 custódia da produção, garantindo, assim, a origem da energia elétrica gerada. Outra
finalidade da emissão de certificados verdes é determinar a porcentagem de energia
produzida por cada tecnologia, conseguindo, com isto, observar a evolução de
algumas tecnologias e a substituição de outras.
Em abril de 2010 entrou em vigor um novo mecanismo de incentivo às fontes
renováveis de energia, o Clean Energy Cashback (CEC), que é baseado no
mecanismo feed-in tariff. O CEC atuará juntamente com o RO, que continuará a ser
o principal mecanismo de incentivo à geração renovável de eletricidade de grande
porte no Reino Unido. O CEC incentiva a geração renovável de eletricidade de
pequeno porte (potência inferior a 5 MW) e descentralizada por organizações,
empresas, comunidades e indivíduos a partir da garantia de remuneração pela
eletricidade de baixo carbono gerada. A Figura 4.6 mostra a evolução das fontes
renováveis desde 2000.
FIGURA 4.6 – EVOLUÇÃO DAS FONTES RENOVÁVEIS
FONTE: DECC, 2010
4.2.3 O CASO DOS ESTADOS UNIDOS
Os Estados Unidos possuem uma matriz elétrica fortemente baseada em
fontes fósseis, principalmente carvão (44,6%) e gás natural (23,28%). As fontes
renováveis representam apenas 10,3% do parque gerador elétrico, sendo 6,8%
referente às hidrelétricas e 1,79% à fonte eólica. Ou seja, desconsiderando a
63 participação hidrelétrica, obtém-se que as fontes renováveis alternativas
representaram apenas 3,6% da geração de eletricidade nos Estados Unidos em
2009.
Antes de 1978 não existia nenhuma política de incentivo às fontes
renováveis de energia que obrigasse às companhias a produzirem ou comprarem
energia renovável. O primeiro programa federal introduzido aos EUA foi o Public
Utilities Regulatory Policy Act (PURPA) em 1978. O PURPA determinava que as
empresas concessionárias de energia deveriam conectar e comprar energia elétrica
de produtores independentes, cuja origem fosse renovável, e excedentes de
autoprodutores quando seus preços fossem menores que os custos evitados das
concessionárias. A reação inicial das empresas foi muito negativa, dificultando o
andamento do programa durante os três primeiros anos.
Em locais onde a capacidade de reserva era reduzida; onde havia uma
previsão de um forte crescimento de demanda; onde o parque gerador era
extremamente dependente de derivados de petróleo; onde o valor das tarifas era
elevado; ou onde não havia muitas alternativas economicamente interessantes para
a expansão do parque gerador, a geração descentralizada encontrou condições
ideais de disseminação (BAJAY, 1998).
Este programa foi importante para os primeiros passos de criação de um
mercado de energia renovável nos estados americanos e pela introdução de 12.000
MW (6.000 MW somente na Califórnia) de energia renovável durante a década de
1980. A Califórnia foi precursora do mecanismo feed-in ao implementar o PURPA,
que envolveu a realização de contratos de longo prazo prevendo pagamentos a
preços fixos (e em alguns casos crescentes) pela eletricidade gerada durante todo
ou parte do período do contrato, sendo os custos dos contratos cobertos através de
tarifas mais elevadas de eletricidade para os consumidores. A realização de
contratos de longo prazo, combinado com o pagamento de tarifas fixas pela
eletricidade gerada, garantiu aos geradores um mercado para compra de sua
produção, e facilitou a obtenção de financiamento bancário (SAWIN, 2004).
Com o processo de reestruturação do setor elétrico americano foram
introduzidas duas novas características: a desregulamentação das atividades pelo
governo e a desverticalização das atividades de geração e parte da distribuição.
Neste novo panorama do setor, que passou de altamente regulado pelo governo
64 para um sistema onde são eliminadas as restrições governamentais, se instalou um
mercado competitivo da indústria de energia elétrica, e com isso surgiu a discussão
sobre quais mecanismos precisariam ser criados para apoiar os produtores de
eletricidade a partir de fontes renováveis (CAVALIERO, 2003).
Para atingir as metas do governo de aumentar significativamente a
capacidade instalada de geração de energia por fontes renováveis até 2010, foram
desenvolvidos vários mecanismos fiscais e regulatórios tanto no âmbito federal
quanto estadual. Atualmente os três incentivos mais importantes são o Renewable
Portfolio Standard (RPS), programas a partir de fundos arrecadados na venda de
eletricidade e os programas de compra voluntária através do green marketing.
O RPS é um programa, proposto pelo governo federal, que permite
reguladores e/ou legisladores requererem que certa porcentagem do uso de energia
elétrica, em uma dada jurisdição, seja proveniente de fontes renováveis. A legislação
permite que, ao invés de gerar ou comprar energia elétrica gerada a partir de fontes
renováveis, uma dada empresa possa atender suas metas comprando créditos no
mercado. Estes créditos, Renewable Energy Credit (REC), são certificados
negociáveis que atestam a garantia da geração a partir de fontes renováveis em
determinado local e quantidade (WISER et al., 1997).
A formatação das políticas RPS varia entre os estados americanos. Não
existe concordância sobre quais fontes renováveis poderão ser utilizadas para o
cumprimento da meta. Conforme mostra a Figura 4.7, já foram aplicadas políticas
baseadas no mecanismo RPS em 29 estados americanos, além de Washington e
Porto Rico, e em oito estados foram definidas metas não obrigatórias. Alguns
estados definiram metas mais agressivas, como Califórnia (33% em 2020), Nevada
(25% em 2025) e Maine (22,1% em 2020 e 15% de novas fontes em 2020),
enquanto outros foram mais cautelosos, como Pensilvânia (18% em 2021) e Arizona
(15% em 2015). Atualmente, em 16 estados americanos, além de Washington,
também existem metas no RPS específicas para uma fonte renovável (normalmente
energia solar) ou para geração distribuída (DSIRE, 2011).
65
FIGURA 4.7 – POLÍTICAS ESTADUAIS RPS NOS EUA
FONTE: DSIRE, 2011
O RPS teve um valor significativo como incentivo às fontes renováveis de
energia nos EUA. A capacidade adicional anual de fontes renováveis nos Estados
Unidos no período entre 1998 e 2008, diferenciando entre os programas que utilizam
e não utilizam RPS, pode ser observada na Figura 4.8.
FIGURA 4.8 – CAPACIDADE ADICIONAL ANUAL DE FONTES RENOVÁVEIS NOS EUA
FONTE: DEYETTE, 2009
66 Se todas as políticas de RPS forem alcançadas serão introduzidos 60 GW
de energia renovável até 2025, o que corresponderia a 4,7% de toda a geração
elétrica dos EUA projetada para esse mesmo ano (WISER et al., 2008).
Além deste mecanismo, não se pode deixar de mencionar os estabelecidos
pelo Energy Policy Act em 1992, onde foram promulgados os incentivos para
créditos fiscais Production Tax Credit (PTC) e Renewable Energy Production
Incentive (REPI):
• Concessão, sem data limite, de créditos de investimentos de 10% para
a maioria das aplicações geotérmicas e solares;
• Concessão de isenções fiscais para instalações eólicas e com
biomassa, desde que correspondessem a uma utilização sustentável do recurso;
• Para instalações eólicas, solares, geotérmicas e com biomassa
(excluindo o uso de resíduos urbanos) que não pudessem se beneficiadas pelas
isenções anteriores, seria concedido um bônus sobre a produção (production
payment)
Outro mecanismo que vem sendo utilizado nos Estados Unidos é o Public
Benefits Funds (PBF), que dá suporte a programas de caráter público, como ações
de eficiência energética, assistência energética aos consumidores de baixa renda,
pesquisa e desenvolvimento de energias renováveis. Sua coleta de fundos se dá a
partir da adição de uma taxa à tarifa de eletricidade do consumidor. Hoje já existem
18 estados, além de Washington, que utilizam o PBF. Juntos estes estados deverão
arrecadar cerca de U$ 7,3 bilhões destinados à geração a partir de fontes
renováveis até 2017. A maioria dos projetos incentivados é com energia eólica, mas
alguns estados têm adotado o fundo para a geração distribuída, incentivando a
expansão do mercado de painéis solares.
Outro incentivo é proporcionado pelos programas de empréstimos a juros
baixos que financiam a compra de sistemas ou equipamentos baseados em fontes
renováveis ou que resultem em ganhos de eficiência energética. Estes programas,
em geral, contemplam os setores residencial, comercial, de transporte, industrial,
público e/ou atividades sem fins lucrativos. As taxas e condições do empréstimo
variam em função do programa. Ao todo 37 estados americanos apresentam algum
tipo de programa de empréstimos para fontes renováveis (DSIRE, 2011).
67 Somados aos mecanismos fiscais e regulatórios, existem ainda os
programas Green Marketing, de compra voluntária. Este programa baseia-se no
pressuposto que os consumidores estariam dispostos a adquirir sua energia de
fontes renováveis, através de um acréscimo na tarifa paga, o que representa uma
ação voluntária e de consciência ambiental dos consumidores. Não são todos os
estados que oferecem este programa.
O net metering tem sido exposto como o impulso mais importante de
qualquer instrumento de política em qualquer nível de governo para descentralizar e
'tornar verde' as fontes de energia americanas. Atualmente (2012) 43 estados, além
de Washington e Porto Rico, têm programas de net metering de âmbito estadual –
de qualidade variável. Estes programas são tipicamente criados através de um
regulamento estabelecido por uma comissão, lei estadual ou uma combinação dos
dois. Estas regras de net metering estabelecem o processo para creditar o excesso
de energia alimentado à rede aos donos de geradores situados no local de consumo
e interconectados à rede.
É possível observar que os estados norte-americanos possuem bastante
autonomia para utilizar o mecanismo regulatório mais adequado às suas metas,
inclusive uma combinação de mecanismos. Dentre os estados que aplicam
mecanismos paralelos, está o estado da Califórnia, que é o que mais se destaca no
incentivo e na implantação das fontes renováveis de energia. Desde a era do
PURPA, este estado consegue adicionar quantidades razoáveis de fontes
renováveis alternativas de energia em sua matriz energética, que em 2009 alcançou
11,6%, segundo dados fornecidos pela Comissão de Energia da Califórnia, e tem
pretensão de chegar aos 33% em 2020.
4.2.4 O CASO DA HOLANDA
As primeiras ações para incrementar as fontes de energia renovável no setor
elétrica da Holanda se desenvolveram na década de 70, com a implantação de
alguns projetos piloto de energia eólica. Somente na década de 90 é que a
68 promoção das fontes renováveis ganhou espaço, devido às mudanças climáticas e a
discussão sobre a necessidade de redução do efeito estufa.
As políticas de incentivo tiveram 3 fases, a voluntária, promoção da
demanda e promoção da produção. Apesar de cada fase ter uma orientação política,
elas não são distintas, e os instrumentos adotados vem coexistindo ao longo do
tempo, tornando difícil o entendimento e a operação do mercado na Holanda. Os
mecanismos de suporte são o mercado voluntário de certificados verdes, incentivos
fiscais e feed-in tariffs (COSTA, 2006).
FASE 1: ACORDOS VOLUNTÁRIOS:
Essa primeira fase de incentivos às fontes renováveis começou com acordos
voluntários entre o governo e as empresas distribuidoras de energia.
O primeiro acordo, firmado em 1991, chamado The Environmental Action
Plan (MAP) tinha como objetivos reduzir as emissões de CO2 na indústria de
energia, alcançar metas relativas à eficiência energética e de conservação, e a
introdução das fontes renováveis no setor. Este sistema era subsidiado por uma taxa
chamada MAP Levy, entre 0,5% - 2,5%, cobrada na tarifa do consumo final e por
subsídios fiscais do governo. Os recursos provenientes da MAP Levy foram
desigualmente distribuídos, e acabaram por favorecer investimentos das
distribuidoras, e não a produção de geradores de energias renováveis.
O MAP teve uma revisão em 1997, chamada de MAP 2000, que estabeleceu
uma meta voluntária para atingir 1.700 GWh das fontes renováveis no consumo final
até o ano 2000. Para comprovar a meta, foi criado um sistema chamado Green
Label Trade, que funcionava como os certificados verdes. As empresas
distribuidoras adquiriam estes certificados, que representavam cada um 10.000
KWh, e utilizavam os recursos da MAP Levy para adquiri-los.
A formatação do Green Label tinha três estágios: emissão, comercialização
e resgate, este último compreendido como o estágio onde a empresa distribuidora
“consome” a eletricidade e apresenta os certificados verdes ao órgão regulador para
comprovação da meta. O órgão responsável pela emissão era o EnergieNed. Os
dados dos certificados emitidos eram enviados para o KEMA que era o órgão
responsável pelo controle eletrônico dos três estágios do sistema de certificados
verdes (DINICA et al., 2002)
69 A Figura 4.9 mostra a geração por fonte no Green Label em 1998 e 1999.
Pode-se observar que a fonte que mais se desenvolveu foi a eólica.
FIGURA 4.9 – GERAÇÃO POR FONTE NO GREEN LABEL
FONTE: DINICA et al., 2002
A meta estipulada foi parcialmente cumprida - a diferença entre a geração de
energia por fontes renováveis e a meta ficou em torno de 700 GWh. No entanto
dados disponibilizados pelo EnergieNed no final de 2001, indicam que as empresas
distribuidoras conseguiram cumprir 1500 GWh, ou seja um valor bem próximo do
estabelecido. As razões levantadas pelo EnergieNed pela dificuldade de
atendimento da meta foram o processo de licenciamento para as usinas e
especialmente a resistência da população para os projetos de geração por fontes
renováveis, principalmente energia eólica (DINICA et al., 2002).
Em julho de 2001 foi criado legalmente o mercado de certificados verdes em
bases voluntárias, o Green Certificate (GC), que opera até hoje. Os certificados
podem ter qualquer tamanho, mas sempre múltiplos de 1 MWh, e são válidos por um
ano. A instituição que emite estes certificados é a TenneT, uma organização
independente.
FASE 2: INCENTIVOS FISCAIS E LIBERAÇÃO DO MERCADO CONSUMIDOR PARA PROMOVER A DEMANDA:
Essa fase foi caracterizada pela introdução de uma taxa regulatória
(Regulerende Energie Belasting, REB) conhecida como Ecotaxa sobre o consumo
final de gás e eletricidade. Essa taxa, instituída pelo governo em outubro de 1996, e
70 gerenciada pelas empresas distribuidoras, tinha como objetivo estimular a eficiência
energética e a conservação de energia no consumo final. Inicialmente essa taxa
tinha que ser paga independentemente da fonte de energia usada para a geração de
eletricidade, e uma parte dela, era reembolsada aos geradores de energia por fontes
renováveis, como subsídio à produção ou para investimentos em novas plantas de
geração (estimulando assim, parcialmente a produção de energia por fontes
renováveis). As fontes de energias consideradas eram: energia eólica, solar,
hidroelétrica com capacidade inferior a 15 MW, biomassa e biogás. Energia
importada também podia receber esse subsídio (REICHE, 2002).
Em 1998, o governo introduziu o Nill Tariff que consistia na isenção da
Ecotaxa para todos os geradores domésticos de energia renovável e para a venda
da energia renovável importada. Além do mais todos os consumidores de
eletricidade verde ficaram também isentos dessa taxa e do MAP Levy.
Consequentemente esse instrumento se tornou poderoso para estimular a demanda
por fontes de energia renovável (DINICA et al., 2002).
Nessa fase ainda, a partir de julho de 2001, foi aberto o mercado de
eletricidade, e os consumidores tinham o direito de escolher qual seria o seu
fornecedor de energia, e consequentemente tinham em suas mãos a
responsabilidade de alavancar a energia renovável. Segundo Sambeek et al. (2003),
o número de clientes que consumiam eletricidade verde aumentou de 16.000 em
1996 para 1,4 milhões em 2003.
Qualquer gerador doméstico de energia renovável, que estava qualificado a
receber a isenção da Ecotaxa e o subsídio a produção, tinha o direito a receber o
green label (até 2000) e os certificados verdes (a partir de 2001).
A Figura 4.10 mostra o esquema de funcionamento da Ecotaxa e dos
certificados verdes.
71
FIGURA 4.10 – ECOTAXA E CERTIFICADOS VERDES
FONTE: SAMBEEK et al., 2003
O funcionamento se desenrola da seguinte maneira (SAMBEEK et al., 2003):
• As empresas distribuidoras de energia coletam a Ecotaxa dos
consumidores de eletricidade convencional;
• Os consumidores de energia a partir de fontes renováveis pagam aos
distribuidores um preço premium pela eletricidade verde, mas não pagam a Ecotaxa;
• As empresas distribuidoras de energia compram eletricidade dos
geradores de energia a partir de fontes renováveis e/ou certificados verdes, que
serve para comprovar a quantidade de energia fornecida aos seus clientes;
• As empresas distribuidoras de energia devolvem uma parte da Ecotaxa
aos geradores de energia renovável como subsídio à produção (PS);
• As empresas distribuidoras transferem a renda da Ecotaxa menos o
subsídio à produção (PS) para a autoridade competente;
• Para obter a isenção da Ecotaxa, as empresas distribuidoras têm que
apresentar à autoridade competente, os contratos de fornecimento de energia a
partir de fontes renováveis com seus consumidores e os certificados verdes que
atestam o kWh existente.
Apesar de eficiente, o grande problema da Ecotaxa é que contemplava
também a energia importada, prejudicando o desenvolvimento interno da geração a
partir de fontes renováveis, o que pode ser visto na Figura 4.11:
72
FIGURA 4.11 – COMPARAÇÃO ENTRE GERAÇÃO DENTRO DA HOLANDA E FORA
FONTE: COSTA, 2006
FASE 3: INTRODUÇÃO DO FEED-IN TARIFFS PARA PROMOÇÃO DA
PRODUÇÃO:
O Environmental Quality of Electricity Production Law (MEP - Wet
Milieukwaliteit Electricitysproductie), que foi implementado em julho de 2003, tinha o
objetivo de reduzir o risco ao investimento e melhorar o retorno financeiro para os
geradores de energia a partir de fontes renováveis. O nível de suporte passou a ser
garantido pela introdução de um feed-in tariffs (MEP feed-in), combinado com a
redução parcial da Ecotaxa e o término do subsídio a produção, como forma de
reduzir a quantidade de energia importada.
O MEP feed-in pode ser requerido pelos geradores de energia renovável por
um período de 10 anos e é somente aplicável a eletricidade produzida dentro da
Holanda. O valor do preço premium é diferenciado por tecnologia e o valor mais alto
é garantido para energia eólica offshore, fotovoltaicas, biomassa, hidrelétricas,
energia de ondas e energia de marés (COSTA, 2006).
Seu funcionamento pode ser visto na Figura 4.12:
73
FIGURA 4.12 – ARQUITETURA DO MEP FONTE: COSTA, 2006
Até o início de 2005, a forma de funcionamento da estrutura do MEP podia
ser entendida da seguinte forma: o gerador de energia a partir de fontes renováveis
obtinha seu recurso de três fontes – do mercado de eletricidade, do mercado de
certificados verdes (valor da isenção da Ecotaxa) e do MEP feed-in. O gerador
vendia eletricidade renovável no mercado de energia como qualquer outro produtor.
Baseado na sua produção de energia o gerador recebia uma determinada
quantidade de certificados verdes do órgão certificador, chamado Certiq e vendia
esses certificados no mercado de certificados verdes. Baseado na quantidade de
energia renovável colocada na rede, o gerador recebia o valor do MEP feed-in do
operador da rede de distribuição, EnerQ. Vale ressaltar que o nível de subsídio no
MEP feed-in é estabelecido no primeiro ano em que foi requerido pelo gerador e vale
durante todo o período de compromisso, que no caso do MEP é 10 anos (COSTA,
2006).
Pouco tempo depois, o Conselho de Ministros apresentou uma proposta
para extinguir a Ecotaxa a partir janeiro de 2005. Essa proposta foi aceita, mas o
nível de subsídio não foi alterado porque o valor do MEP feed-in aumentou na
mesma proporção do valor que seria coberto pela Ecotaxa. Dessa forma, a Holanda
passou a operar com um sistema clássico de feed-in tariffs (COSTA, 2006).
Após a implementação do MEP em meados de 2003, sua popularidade
cresceu fortemente. Para manter os custos sob controle, em maio de 2005, o regime
foi fechado para novas aplicações de duas tecnologias: biomassa e eólicas offshore.
74 Em agosto de 2006, o Ministro da Economia encerrou o MEP
completamente para novas aplicações. A razão dada para isso foi um grande afluxo
de pedidos, que levou a uma considerável superação dos custos estimados.
Como acompanhamento para o MEP, em 2008 o Ministério da Economia
criou um novo subsídio para a energia renovável: o esquema de estimulação de
energia renovável (SDE - Stimuleringregeling Duurzame Energie). Este mecanismo
foi mais amplo que o MEP, e teve como diferença importante o fato de o número de
novos projetos por ano ter sido limitado por tecnologia. Além disso, a bonificação
variava anualmente, dependendo do preço da eletricidade. O nível da bonificação e
a duração do apoio, máximo de 10 anos, variavam de acordo com cada tecnologia.
Em 2008, o subsídio SDE foi solicitado para muitos novos projetos, mas
existia um tempo considerável entre a aplicação do subsídio e a efetiva instalação do
projeto. Como resultado, o impacto da SDE sobre a produção de eletricidade
renovável em 2008 foi muito limitado.
Em 2011, a Holanda orientou a sua política de energias renováveis para o
cumprimento do objetivo da União Européia, ou seja, vincular 14% de fontes
renováveis até 2020 na sua matriz energética.
Outro mecanismo de apoio às fontes renováveis é o chamado SDE+, que
tem como objetivo estimular por 15 anos a produção de energia a partir de fontes
renováveis. A SDE+ aborda várias falhas dos sistemas anteriores, em especial
promovendo a concorrência entre as tecnologias e projetos.
O SDE+, como seus predecessores SDE e MEP é um sistema feed-in tariffs.
É feita uma estimativa do preço de custo por tecnologia, e a diferença entre este
preço de custo e o preço real de mercado é subsidiado por um período de 15 anos.
O SDE+ será financiado através de uma taxa sobre a conta de energia dos
consumidores residenciais e da indústria.
As principais melhorias na SDE+ incluem:
1. O foco exclusivo em alcançar a meta da UE. Para tecnologias mais caras,
instrumentos distintos serão desenvolvidos;
2. Um orçamento anual, onde todas as tecnologias competem. Isso vai
estimular um desenvolvimento energético mais diferenciado e rentável em fontes
renováveis;
75 3. Permitir que as tecnologias mais rentáveis tenham disponibilidade no
orçamento em primeiro lugar. Uma vez que o orçamento esteja esgotado, o
esquema vai fechar e reabrir no próximo ano;
4. Introdução de uma categoria livre, que permite pioneiros solicitarem apoio
em uma fase anterior. Estes pioneiros devem ter outras fontes de financiamento à
sua disposição, ou serem capazes de produzir energia renovável a custos mais
baixos do que a média estimada da sua categoria de tecnologia.
Do período de 1990, onde as fontes renováveis praticamente não tinham
nenhum espaço no setor energético holandês contribuindo com apenas 0,7% da
matriz energética, até 2010, a porcentagem de fontes renováveis inserida no setor
de energia aumentou para 4,2%. A distribuição por fonte renovável pode ser vista de
acordo com a Figura 4.13.
FIGURA 4.13 – PARTICIPAÇÃO DAS FONTES RENOVÁVEIS NA HOLANDA EM 2010
FONTE: CBS, 2011
4.3 MARCOS REGULATÓRIOS NACIONAIS
A matriz energética brasileira se caracteriza como uma das mais limpas do
mundo, com 45% renovável, enquanto a média mundial é de 14%. Além de possuir
uma matriz renovável, possui uma utilização expressiva destas fontes de energia na
76 geração de energia elétrica, principalmente a hidroeletricidade, tal como é mostrado
na Figura 4.14.
FIGURA 4.14 – GERAÇÃO DE ENERGIA POR FONTE
FONTE: BEN, 2011
Apesar de a geração de energia elétrica brasileira ser predominantemente
hidráulica, o consumo crescente, e o impacto ambiental e social causado pelas
fontes tradicionais de energias, como hidrelétricas e termelétricas, levam o governo
e a sociedade a pensar em novas alternativas para a geração de energia elétrica.
Boa parte da energia elétrica produzida no país é gerada por meio de grandes
usinas hidroelétricas que, mesmo utilizando fonte limpa e renovável, provocam
grandes impactos ambientais e sociais, tais como alagamento de áreas, perda da
biodiversidade local e transferência de famílias para lugares diferentes daqueles que
habitavam.
A existência de usinas termelétricas no Brasil verifica-se principalmente por
duas razões: primeiro, para garantir a confiabilidade do sistema interligado, onde a
disponibilidade das térmicas ajuda na otimização da operação; e segundo, viabilizar
a geração nas regiões cujos mercados consumidores são dispersos e relativamente
pequenos, insuficientes para que estes se tornem parte integrante do sistema
interligado. Por esses motivos torna-se imprescindível a diversificação da matriz com
recursos renováveis, diminuindo a produção de energia em grande escala pelas
77 hidroelétricas, e tirando das usinas termelétricas o suprimento excedente de energia
elétrica.
Foi instituído em 1996, o Programa de Desenvolvimento Energético de
Estados e Municípios (PRODEEM) tendo como objetivo instalar 20 GW de
capacidade de geração de energia renovável em escolas, centros de saúde,
comunidades e sistemas de bombeamento de água. O PRODEEM, que já está
encerrado e foi substituído pelo Programa Luz para Todos, era uma política que
fazia uma análise para definir regiões com dificuldade de abastecimento de energia.
Essas regiões, na maioria das vezes municípios afastados e áreas rurais, eram
passíveis de instalação de placas solares fotovoltaicas, PCH, mini geradores eólicos,
etc. Entre junho de 1996 e dezembro de 2001, o programa instalou
aproximadamente 5 MW de placas solares fotovoltaicas, através de quase nove mil
projetos, sendo que a maioria deles eram projetos autônomos, não conectados à
rede. Devido à sua pequena magnitude (apenas 5 MW em placas solar FV
instalados), o programa não pode ser considerado uma política chave para
promoção de energia renovável no Brasil (IEDI, 2010).
No Brasil, mais do que o fomento às energias renováveis, há a necessidade
da promoção de fontes alternativas de energia. Diante do contexto da crise
energética, dos impactos ao meio ambiente causados pelas fontes não-renováveis e
da necessidade de diversificação da matriz energética, foi publicada, em 1997, a Lei
nº9.478, que trata da Política Energética Nacional (PEN). Esta lei apontou o
direcionamento das políticas nacionais para o aproveitamento racional das fontes de
energia, destacando-se a utilização de fontes alternativas de energia, mediante o
uso econômico dos insumos disponíveis e das tecnologias aplicáveis para a
proteção do meio ambiente, para a promoção da conservação da energia e para a
proteção dos interesses do consumidor quanto ao preço, à qualidade e à oferta dos
produtos (BARROSO NETO, 2010).
Em razão do caminho aberto pela referida lei, as fontes renováveis de
energia como eólica, solar e biomassa configuraram-se como as mais indicadas
para atender à política traçada, visto que são pouco poluentes, contribuem para
redução da emissão de toneladas de gás carbônico (CO2) à atmosfera e, ainda,
disponibilizam um grande potencial de geração, capaz de garantir o suprimento de
energia que o país necessita para o seu desenvolvimento (BARROSO NETO, 2010).
78 A Lei nº9.648, de 27 de maio de 1998, instituiu incentivos à geração elétrica
de pequenas centrais hidrelétricas – PCH’s. Estabeleceu que o potencial hidráulico
de potência superior a 1 MW e igual ou inferior a 30 MW, destinado a produção
independente ou autoprodução, pode ser autorizado pela ANEEL, sem caráter
oneroso e ainda concedeu percentual de redução não inferior a 50% a ser aplicado
aos valores das tarifas de uso dos sistemas de transmissão (TUST) e das tarifas de
uso dos sistemas de distribuição (TUSD). Além disso, permitiu a comercialização de
energia elétrica com consumidores cuja carga seja maior ou igual a 500 kW.
No Brasil, a primeira iniciativa concreta de materialização das diretrizes da
Política Energética Nacional para o desenvolvimento de fontes alternativas de
energia surgiu em 5 de julho de 2001, com o Programa Emergencial de Energia
Eólica (PROEÓLICA), criado através da Resolução nº 24, da Câmara de Gestão da
Crise de Energia Elétrica (GCE). Esse programa tinha como objetivo alcançar, até
dezembro de 2003, a produção de 1.050 MW de energia a partir da fonte eólica. A
resolução determinava a garantia de compra dessa energia, durante 15 anos, por
parte da Eletrobrás. Segundo Dutra (2007), esse programa não atingiu os objetivos
propostos em razão da falta de regulamentação de curto prazo para sua aplicação e
do conseqüente desinteresse dos investidores.
O grande marco regulatório brasileiro no fomento às fontes alternativas e
renováveis de energia foi a Lei nº10.438 de 26 de abril de 2002, que dispõe sobre a
expansão de oferta de energia elétrica emergencial, recomposição tarifária
extraordinária e universalização do serviço público de energia elétrica. Nesta lei foi
criado o Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia (PROINFA) e
a Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), e outras diretrizes.
A CDE tem como objetivo promover o desenvolvimento energético dos
Estados, a competitividade da energia produzida a partir de fontes eólica, pequenas
centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão mineral nacional, nas áreas
atendidas pelos sistemas interligados e promover a universalização do serviço de
energia elétrica em todo o território nacional.
Além do PROINFA e da CDE, a Lei nº 10.438 trata ainda de outros
incentivos às fontes alternativas renováveis, impactantes na geração distribuída
quais sejam (SILVA FILHO, 2005):
79
• Redução das tarifas de uso dos sistemas elétricos de transmissão e
distribuição, para empreendimentos a partir de fontes eólicas e biomassa;
• A energia elétrica produzida por PCH, ou a partir de fontes eólica,
biomassa ou solar pode ser comercializada com consumidores ou conjunto de
consumidores cuja carga seja maior ou igual a 500 kW, independente dos prazos de
carência vigentes;
• Sub-rogação da Conta de Consumo de Combustíveis (CCC) às PHC’s
ou a geração de energia elétrica produzida a partir de fontes eólica, solar e
biomassa, que venham a ser implantados nos sistemas isolados, em substituição a
geração termelétrica existente, ou que desloque sua operação para atender ao
incremento de mercado. A sub-rogação pode ser concedida, ainda, a
empreendimentos que promovam a redução de dispêndio atual ou futuro da CCC
nos sistemas isolados;
• A Eletrobrás pode destinar recursos da Reserva Geral de Reversão
(RGR) para instalações de produção a partir das fontes eólica, solar, biomassa e
PHC’s. Além disso, estabelece que a Eletrobrás deve instituir programas de fomento
específico para utilização de equipamentos, de uso individual ou coletivo, destinados
à transformação de energia solar em energia elétrica, empregando recursos da RGR
e contratados diretamente com as concessionárias e permissionárias.
Em novembro de 2003 foi promulgada a Lei nº10.762 que estabelece que os
empreendimentos hidroelétricos, com potência igual ou inferior a 1.000 kW, e
aqueles com base em fontes solar, eólica, biomassa e cogeração qualificada,
conforme regulamentação da ANEEL, cuja potência instalada seja menor ou igual a
30.000 kW, a ANEEL estipulará percentual de redução não inferior a 50% a ser
aplicado às tarifas de uso dos sistemas elétricos TUSD e TUST, incidindo na
produção e no consumo da energia comercializada pelos aproveitamentos. A
ANEEL publicou a Resolução Normativa no77 em 18 de agosto de 2004
estabelecendo os procedimentos vinculados às tarifas de uso do sistema elétrico,
TUST e TUSD, formulados pela Lei no 10.762.
A Lei nº10.848 promulgada em 15 de março de 2004 é considerada como o
novo marco regulatório do setor elétrico, pois introduziu a Geração Distribuída
oficialmente no Brasil, que é uma ferramenta direcionada a introdução de fontes
alternativas.
80 Em 30 de julho de 2004 o Decreto no5.163 veio regulamentar:
• Geração distribuída: aquela conectada diretamente no sistema elétrico
de distribuição do comprador, proveniente de fontes renováveis de energia ou de
cogeração com eficiência energética maior ou igual a 75%, e com potência inferior a
30 MW;
• Estabeleceu que as concessionárias, as permissionárias, e as
autorizadas do serviço público de distribuição de energia do Sistema Interligado
Nacional (SIN) devem garantir, por meio de licitação na modalidade de Leilões de
Energia, o atendimento à totalidade de seu mercado no Ambiente de Contratação
Regulada (ACR), o que acabou por implementar um novo incentivo às fontes
alternativas no setor elétrica;
• A regulamentação também permite que o agente de distribuição
contrate no limite de até 10% de sua carga a energia elétrica proveniente de
empreendimentos de geração distribuída. Essa compra não se submete ao processo
de leilão. A exigência é que a contratação seja precedida de Chamada Pública
promovida diretamente pelo agente de distribuição, de forma a garantir publicidade
transparente e igualdade de acesso aos interessados (Resolução Normativa
no167).
A Resolução Normativa no247, de 21 de dezembro de 2006, estabelece a
figura do consumidor especial e suas condições para comercialização de energia
elétrica. Como parte do entendimento desta resolução faz-se necessária a definição
destes dois tipos de consumidores:
• Consumidores livres são aqueles que adquirem energia elétrica em
contratos bilaterais livremente negociados no ACL - Ambiente de Contratação Livre,
tanto de fontes convencionais quanto de incentivadas; e satisfaz os requisitos
mínimos estabelecido em legislação específica, com demanda contratada igual ou
superior 3.000kW e ligado em nível de tensão igual ou superior a 69kV.
• Consumidores especiais são aqueles que tenham exercido a opção de
compra de energia elétrica de um fornecedor distinto da concessionária local de
distribuição. Esses consumidores podem contratar energia de fontes renováveis, ou
seja, Pequenas Centrais Hidrelétricas, Usina de Biomassa, Aterros Sanitários, etc.
Os requisitos que caracterizam os consumidores especiais são os de possuírem
81 demanda contratada igual ou superior a 500 kW e de serem atendidos em quaisquer
níveis de tensão.
Nesta resolução, Resolução Normativa no247, se estabelece que os
consumidores especiais devem receber tratamento semelhante ao concedido aos
consumidores livres, podendo adquirir energia incentivada no todo ou em parte. Os
consumidores especiais também ficam autorizados a possuir contratos de compra e
venda de energia incentivada, bem como contratos de fornecimento cativo junto às
concessionárias ou permissionárias de distribuição. O consumidor especial passa a
poder participar do mercado livre, mesmo sem ter as características de um
consumidor livre, sendo a geração a ser comercializada obrigatoriamente oriunda
de: aproveitamentos de potencial hidráulico de potência superior a 1000 kW e igual
ou inferior a 30000 kW, destinados à produção independente ou à autoprodução e
mantidas as características de pequena central hidrelétrica; empreendimentos com
potência instalada igual ou inferior a 1000 kW; empreendimentos cuja fonte primária
de geração seja a biomassa, energia eólica ou solar, de potência injetada nos
sistemas de transmissão ou distribuição menor ou igual a 30000 kW. Assim,
aumentando as possibilidades para comercialização de energia de origem renovável
no mercado livre.
Em 17 de abril de 2012, a ANEEL publicou uma nova Resolução Normativa
no482 que define microgeração e minigeração distribuída, estabelece as condições
gerais para o acesso destas aos sistemas de distribuição de energia elétrica, o
sistema de compensação de energia elétrica (net metering), e dá outras
providências.
Na linha de incentivo à inserção da fonte solar, a ANEEL alterou o valor de
desconto da TUSD e da TUST para fonte solar na Resolução Normativa no77,
através da Resolução Normativa no481 de 17 de abril de 2012, onde estipulou um
desconto de 80% na TUST e TUSD para os primeiros dez anos de operação da
usina, incidindo na produção e no consumo da energia comercializada.
Apesar da previsão legal para sua expansão no país, os principais estímulos
à geração distribuída e às fontes alternativas acabaram sendo o PROINFA, iniciado
em 2004, e os leilões exclusivos de fontes alternativas. A seguir serão vistos com
mais detalhes estes dois incentivos mais importantes (PROINFA e leilões), e no
82 próximo capítulo será tratada a nova regulamentação de acesso da microgeração e
minigeração distribuída aos sistemas de distribuição.
PROINFA:
O Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica
(PROINFA), instituído pela Lei no10.438 e regulamentado pelo Decreto no5025, tem
o objetivo de aumentar a participação de empreendimentos concebidos com base
em fonte eólica, biomassa e pequenas centrais hidrelétricas no Sistema Interligado
Nacional.
O PROINFA é administrado pelo Ministério de Minas e Energia (MME), que
entre outras atribuições, destacam-se:
• Estabelecer o planejamento anual de ações a serem implementadas,
definindo o montante anual de contratação das fontes alternativas de energia e
tentar minimizar o valor dos custos que serão repassados aos consumidores finais;
• Editar, com antecedência a Chamada Pública, e o Guia de Habilitação
por Fonte, estabelecendo as informações necessárias à participação e habilitação
de cada empreendimento no PROINFA;
• Definir o cronograma da Chamada Pública.
A Chamada Pública é o ato de publicidade adotado pela ELETROBRÁS para
a compra de energia elétrica no âmbito do PROINFA, obedecendo à legislação
aplicável e às regras do Guia de Habilitação por Fonte.
A estruturação do programa se deu em duas fases. Na primeira fase,
estabeleceu-se a contratação de 3.300 MW de energia produzidos por fontes
eólicas, biomassa e pequenas centrais hidrelétricas, sendo 1.100 MW para cada
fonte. Os empreendimentos premiados celebrariam contratos de 20 anos, a partir da
data de entrada em operação, com a ELETROBRÁS.
O preço pago pela energia elétrica proveniente dessas fontes na primeira
fase foi estabelecido pelo Poder Executivo na Portaria do MME nº 45, de 30 de
Março de 2004, na qual se definiu os valores econômicos para cada banda
tecnológica que poderia participar do certame. Estes valores, apresentados na
Tabela 4.3, foram estipulados levando-se em consideração a tarifa média nacional
de fornecimento ao consumidor final nos últimos doze meses.
83 TABELA 4.3 - VALOR ECONÔMICO DA TECNOLOGIA ESPECÍFICA DA FONTE
FONTE: MME, 2004
Ao final da primeira chamada pública, realizada em outubro de 2004, foram
contratados 2527,46 MW das três fontes, sendo 1.100 MW de eólica, 1.100 MW de
PCHs e 327,46 MW de biomassa. Como mesmo através da segunda chamada
pública a biomassa não atingiu a meta de 1.100 MW, o potencial faltante (414,76
MW) foi preenchido pelas fontes eólicas e PCHs, como pode ser visto na Tabela 4.4
(VARELLA, 2009)
TABELA 4.4 – FONTES CONTEMPLADAS PELO PROINFA NA PRIMEIRA FASE
FONTE: VARELLA, 2009
A participação da energia eólica na primeira fase do PROINFA superou a
expectativa dos 1.100 GW de cota a ela reservada. Um dos principais motivos
apresentados pelos investidores para o reduzido número de projetos de biomassa
apresentados no PROINFA (685 MW dos 1.100 MW disponível pelo programa)
estava no baixo valor de tarifa oferecida para as tecnologias.
Os empreendimentos premiados tinham que entrar em funcionamento até o
dia 30 de dezembro de 2006. No entanto, tendo em vista alguns contratempos,
sendo mais comuns os relacionados às liberações das licenças ambientais, os
prazos do PROINFA têm sido prorrogados, em 2011 foi aprovada a terceira medida
84 provisória oportunizando mais prazo para que as empreiteiras finalizem os serviços
contratados.
O PROINFA em sua primeira fase apresentou características de dois
mecanismos de incentivos: estipulou uma tarifa de compra de energia (Sistema
Feed-In) para projetos com contratos para vinte anos e também estabeleceu uma
cota inicial de projetos (Sistema de Cotas). Além destes mecanismos, o PROINFA
também apresenta o mecanismo de subsídios para investimentos, ao disponibilizar
linhas especiais do Banco Nacional de Desenvolvimento (BNDES) para projetos
selecionados.
Atingida a meta da primeira fase, o programa prevê ainda a segunda fase,
na qual tais fontes alternativas deverão atender, no prazo de 20 anos, a 10% do
consumo anual nacional de energia elétrica. Mais uma vez os contratos de longo
prazo seriam assegurados por 15 anos entre a ELETROBRÁS e os produtores
independentes de energia. Entretanto, durante a segunda fase, o preço pago pela
energia oriunda das fontes participantes do programa terá como base o custo médio
ponderado de geração de novos aproveitamentos hidráulicos com potência superior
a 30.000 kW e centrais térmicas a gás natural, além de um crédito complementar
proveniente do CDE. Este crédito será calculado pela diferença entre o valor
econômico de cada fonte e o valor pago pela ELETROBRÁS. O valor econômico
será calculado para cada fonte terá como piso 80% da tarifa média nacional de
fornecimento ao consumidor final. Segundo Mendonça (2010), a segunda fase do
PROINFA não deverá ocorrer, já que leilões específicos são atualmente
considerados mais adequados para o fomento das fontes alternativas no país.
Até 31 de dezembro de 2011, o programa conseguiu implantar um total de
119 empreendimentos, constituído por 41 eólicas, 59 pequenas centrais hidrelétricas
(PCHs) e 19 térmicas a biomassa. Juntos, os 119 empreendimentos têm capacidade
instalada de 2.649,87 MW, compreendendo 963,99 MW em usinas eólicas, 1.152,54
MW em PCHs e 533,34 MW em plantas de biomassa. A energia elétrica gerada
anualmente por essas usinas é suficiente para abastecer o equivalente a cerca de
4,5 milhões de brasileiros (ELETROBRÁS, 2012)
85 LEILÕES DE ENERGIA:
Na base da legislação do novo modelo energético, foram criados os Leilões
de Energia, visando atender a um dos pilares de sustentação deste modelo, a
modicidade tarifária. Os leilões podem ser de energia nova, de energia existente, de
ajuste ou leilões específicos para um conjunto de tecnologias (renováveis), para uma
única tecnologia ou para um projeto (grandes hidroelétricas).
Anualmente são realizados dois leilões de energia nova: A-5 e A-3, que
promovem a construção de nova capacidade para cobrir a o aumento de demanda
das distribuidoras com contratos de duração entre 15 e 30 anos. Os leilões de
energia existente são chamados de A-1 e complementam os contratos de energia
nova. Os contratos possuem duração de 5 a 15 anos e são realizados anualmente.
Os leilões de ajuste são conhecidos como A-0. A duração do contrato é de até 2
anos, sendo realizados 3 a 4 vezes por ano, e o contrato se inicia no mesmo ano. A
distribuidora possui um limite de 1% da sua carga total para contrato nesse tipo de
leilão. Os leilões especiais são relacionados em função do interesse político de
promover determinada tecnologia, como de fontes alternativas; projetos estratégicos
para o país, como grandes hidroelétricas e leilões de energia de reserva. A
legislação atual não estabelece uma periodicidade para realização deste tipo de
leilões (BARROSO et al., 2009).
Com relação às fontes alternativas, há dois tipos distintos de contratação
específica, através dos Leilões de Reserva (LER) e dos Leilões de Fontes
Alternativas (LFA).
O 1o leilão de fontes alternativas ocorreu no dia 18 de junho de 2007, com
o objetivo de atender a demanda das distribuidoras e promover a contratação de
energia proveniente de fontes alternativas implantadas no SIN, a partir de 2010. O
edital definiu as regras para a participação do certame e estipulou o preço teto de R$
135,00/MWh para hidrelétricas e R$ 140,00/MWh para as demais fontes.
Participaram do leilão 36 empreendimentos, e o resultado consolidou a inserção de
638,64 MW de potência instalada, sendo deste montante, 511,9 MW a partir de
biomassa de cana-de-açúcar, 30 MW a partir de criadouros agrícolas, e 96,74 MW
de PCH´s. As usinas eólicas não participaram do processo. O valor médio global de
contratação foi de 138,44 R$/MWh, 139,58 R$/MWh apenas para os projetos
termoelétricos e 134,99 R$/MWh para as PCHs.
86 O 1o leilão de reserva ocorreu no dia 14 de agosto de 2008, e tinha e
objetivo de contratar energia proveniente de biomassa para entrada em operação
nos anos de 2009 e 2010, com contrato de 15 anos. O valor máximo do 1º Leilão de
Reserva foi estabelecido em R$ 61,00/MWh. Neste procedimento licitatório foram
colocados dois produtos para a contratação: 2009-ER15, que é a energia
proveniente de biomassa, com início de suprimento em 2009; e o 2010-ER15, que
também é a energia proveniente de biomassa, porém com início de suprimento em
2010. O produto 2009 – ER15 teve, após a realização do certame, o Índice de
Classificação do Empreendimento (ICE) médio de R$ 60,86/MWh e foram
contratados 3 empreendimentos, a um total de R$ 694 milhões, que se localizam
todos na Região Sudeste. Já para o produto 2010 – ER15, que teve o ICE médio de
R$ 58,71/MWh, foram contratados 28 empreendimentos a um total de R$ 10,028
bilhões, sendo um na Região Nordeste, cuja a matéria prima foi o capim elefante; e
todos os demais no Sudeste, com geração a partir de bagaço de cana. Assim sendo,
ao final foi comercializado um total de 548 MW médios (2.379,40 MW).
O 2o Leilão de Reserva (Primeiro Leilão de Energia Eólica) ocorreu no
dia 14 de dezembro de 2009, com o objetivo de contratação de energia elétrica
reserva proveniente exclusivamente de fonte eólica para entrada em operação em
2012, com contratos de 20 anos. O preço teto inicial foi de R$ 189,00/MWh. Após a
realização do leilão foram contratados 1.805,7 MW, a um preço médio de venda de
R$ 148,39/MWh. Com o leilão, será viabilizada a construção de um total de 71
empreendimentos de geração eólica em cinco estados das Regiões Nordeste e Sul.
O montante financeiro transacionado em decorrência do certame alcançará R$
19,59 bilhões ao final do período de vigência dos contratos.
O 3o leilão de reserva foi realizado nos dias 25 e 26 de agosto de 2010, e
foi divido em 3 fases, as duas primeiras negociaram contratos para termelétricas a
biomassa com início de suprimento em 2011 e 2012, e a terceira fase negociou os
contratos de PCHs, termelétricas a biomassa e centrais eólicas, com início de
suprimento em 2013. A vigência dos contratos era de 15 anos para termelétricas a
biomassa, 20 anos para projetos eólicos e 30 anos para PCHs. O terceiro leilão
reserva realizou a contratação de 647,9 MW de termelétricas a biomassa, 30,5 MW
de PCHs e 528,2 MW de projetos eólicos. Os preços médios praticados, na data
base do certame, foram de 145,27 R$/MWh para termelétricas a biomassa, 130,72
87 R$/MWh para PCHs e 122,69 R$/MWh para projetos eólicos. O preço médio global
do certame, foi de 131,62 R$/MWh (MOLINARI FILHO, 2011).
Também, em 2010 realizou-se o 2o leilão de fontes alternativas,
concomitantemente ao terceiro leilão de reserva, no dia 26 de agosto de 2010. O
certame foi realizado para dois produtos simultâneos, um para PCHs, e outra para
centrais eólicas e termelétricas a biomassa. Os contratos para o produto PCH tinham
início de suprimento em janeiro de 2013 findando em dezembro de 2042. Os
contratos de termelétricas a biomassa e projetos eólicos tinham início de suprimento
em janeiro de 2013, e vigência de 20 anos, até dezembro de 2032. Os resultados
demonstraram a contratação de 101 MW de potência através de PCHs, 1.519,6 MW
de potência eólica e 65 MW de potência de termelétricas através de biomassa. Os
preços de médios de contratação, na data base de negociação do certame, foram de
146,98 R$/MWh para o produto quantidade (PCHs). Uma única termelétrica a
biomassa negociou energia no certame e seu preço de venda foi de 137,92
R$/MWh, sendo assim, expurgado o efeito desta unidade, o preço médio exclusivo
dos projetos eólicos foi de 134,10 R$/MWh (MOLINARI FILHO, 2011).
Por fim, em 18 de agosto 2011 foi realizado o 4o Leilão de Reserva, onde
foram negociados contratos para projetos termelétricos a biomassa e projetos
eólicos, com início de suprimento em 2014 e vigência de 20 anos. A contratação
total do leilão foi de 1.218,1 MW por um total de 41 empreendimentos. Do total,
861,1 MW foram de projetos eólicos e 357 MW de termelétricas a biomassa. Os
preço médio de contratação foi de 99,61 R$/MWh, sendo que, o preço médio
exclusivo dos projetos eólicos foi de 99,54 R$/MWh e dos projetos termelétricos foi
de 100,40 R$/MWh (MOLINARI FILHO, 2011).
A Figura 4.15 apresenta um resumo dos resultados dos Leilões.
88
FIGURA 4.15 – RESULTADOS DOS LEILÕES
FONTE: MOLINARI FILHO, 2011
Pode-se extrair que tem aumentado a oferta de energia nos leilões desde o
primeiro, e também os preços vêm caindo significativamente.
4.4 COMPARATIVO ENTRE OS MARCOS REGULATÓRIOS DE INCENTIVO ÀS
FONTES RENOVÁVEIS
A Tabela 4.5 apresenta um quadro comparativo dos principais marcos
regulatórios de incentivo às fontes renováveis implantados nos países considerados
neste trabalho, seu tipo de mecanismo de incentivo e uma descrição.
89 TABELA 4.5 – COMPARATIVO DOS MARCOS REGULATÓRIOS
País Data Mecanismo Incentivo Descrição
Alemanha
1991 EFL - Feed-in Law Feed-in Tariffs Preço-fixo por tipo de tecnologia ($/kWh)- preço premium acima do valor da energia convencional.
2000 EEG - Lei das Energias Renováveis Feed-in Tariffs Continuidade da política existente com alguns ajustes: foi incluído uma taxa de decaimento no preço premium para garantir avanços tecnológicos e redução de preços.
Reino Unido
1990 NFFO- Non-Fossil Fuel Obligation Sistema de Leilão Chamada publica para uma determinada quantidade de energia renovável. A oferta mais barata ganhava o contrato.
2002 RO - Renewables Obligation Sistema de Cotas
Certificados verdes
O governo define uma cota de energia a partir de fontes renováveis a todas as empresas de distribuição. Existem multas para as empresas que não atenderem a cota, e há a possibilidade de comercialização dos certificados verdes.
2010 CEC - Clean Energy Cashback Feed-in Tariffs Incentiva a geração renovável de eletricidade de pequeno porte (potência inferior a 5 MW) e descentralizada por organizações, empresas, comunidades e indivíduos a partir da garantia de remuneração pela eletricidade de baixo carbono gerada.
Holanda
1990 MAP - Acordos Voluntários Mercado voluntário
de Certificados verdes
Acordos entre o governo e as empresas de energia para atender metas voluntárias.
1997 Ecotaxa - Isenção de Taxa Incentivos fiscais Consumidores de fontes de energia renovável não pagavam a Ecotaxa (taxa aplicada sobre o consumo de gás e eletricidade).
2003 MEP - SDE - SDE+ Feed-in Tariffs Preço premium acima do valor da energia convencional.
Estados Unidos
1978 PURPA - Public Utilities Regulatory Policy Act
Feed-in Tariffs As empresas concessionárias de energia deveriam conectar e comprar energia elétrica de produtores independentes, cuja origem fosse renovável.
1983 RPS - Renewable Portfolio
Standard Sistemas de Cotas
Certificados Verdes
Certa porcentagem do uso de energia elétrica deve ser proveniente de fontes renováveis. A legislação permite que, ao invés de gerar ou comprar energia elétrica gerada a partir de fontes renováveis, uma dada empresa possa atender suas metas comprando créditos no mercado.
1998 PBC - Public Benefits Funds Incentivos fiscais Dá suporte a programas de caráter público, como ações de eficiência energética, assistência energética aos consumidores de baixa renda, pesquisa e desenvolvimento de energias renováveis. Sua coleta de fundos se dá a partir da adição de uma taxa à tarifa de eletricidade do consumidor.
2005 Net Metering Net Metering Permite que consumidores de eletricidade instalem equipamentos de geração de energia a partir de fontes renováveis em suas casas. Quando a energia gerada for superior à consumida é possível utilizar esse crédito no abatimento da fatura nos meses posteriores.
Brasil
2004 PROINFA Sistema de Cotas
Feed-in Tariffs Programa de incentivo às fontes alternativas de energia que prevê a contratação, por um determinado preço, de energia elétrica a partir destas fontes.
2007 Leilões de energia Sistema de Leilão Leilões de Fontes alternativas e leilões de reserva.
2012 Acesso à Micro e
Minigeração distribuída Net Metering Prevê o sistema de compensação de energia e delimita regras de conexão destes sistemas à rede local.
FONTE: ELABORAÇÃO PRÓPRIA
90 As políticas para geração de energia elétrica a partir de fontes renováveis e
alternativas implantadas na Alemanha, Estados Unidos, Holanda e Reino Unido
foram baseadas, principalmente, nos mecanismos feed-in, de cotas e leilão.
O sistema Feed-In adotado na Alemanha, tanto na EFL quanto na EEG,
apesar de intensamente criticado internamente pelos altos valores pagos pela
geração de energia renovável, promoveu um crescimento da indústria e até um
ambiente competitivo entre elas, o que resultou em um grande desenvolvimento
tecnológico e redução nos preços. A transição do sistema Feed-In para o Sistema de
Cotas é uma opção hoje para a Alemanha, visto o amadurecimento das fontes
renováveis local, e a redução dos preços também caracterizados pela EEG em
andamento.
No Reino Unido se destaca a implementação dos três principais
mecanismos de incentivo às fontes renováveis, visto que a NFFO, RO e CEC (três
principais políticas de incentivo do país) se basearam, respectivamente, nos
mecanismos de leilão, cotas e feed-in. Até o momento, a RO, no Reino Unido,
apresenta-se como um mecanismo competitivo, principalmente ao vincular parte da
remuneração da energia gerada por fontes renováveis ao preço de mercado da
energia elétrica. Apesar desta competitividade, a RO ainda não se mostrou eficiente
no desenvolvimento de um mercado específico para energia renovável no Reino
Unido.
Na Holanda, o grande problema quanto às suas políticas de incentivo é que
se caracterizaram por instrumentos não claros e complexos, por isso não
alcançaram grande efetividade.
Nos Estados Unidos são observadas importantes diferenças nas políticas
dos estados. Além disso, há uma intensa gama de incentivos financeiros, políticos,
regulatórios, bem como normas de conexão à rede, exigências para construções
verdes e certificação de equipamentos, entre outras regras, que têm incentivado o
desenvolvimento das fontes renováveis no País.
No Brasil as fontes renováveis de energia começaram a se inserir em maior
escala através do PROINFA, que teve um importante papel inicial na criação de um
mercado de fontes renováveis no país, ainda que o programa tenha sido marcado
por atrasos na entrada em operação de seus empreendimentos Esse programa se
enquadra dentro do contexto do Sistema Feed-in e Cotas, com contratos de longo
91 prazo e uma remuneração garantida pelo governo. Outra crítica que se pode fazer
ao PROINFA é que o Brasil já deveria ter incluído a energia solar fotovoltaica em
sua política.
A política pública brasileira que promove a energia solar fotovoltaica, ainda
que de forma bastante tímida era o Programa para o Desenvolvimento da Energia
nos Estados e Municípios (PRODEEM), recentemente substituído pelo programa
Luz para Todos. Tais programas, contudo, não possuem características de tarifas
feed-in e de nenhuma forma incentivam ao desenvolvimento tecnológico e industrial
dessa tecnologia. Recentemente, foi aprovado um incentivo à fonte solar, que foi o
desconto de 80% nas tarifas de uso do sistema de distribuição e transmissão.
No Brasil hoje, os leilões específicos para as fontes alternativas são
considerados pelo Governo o principal mecanismo de incentivo às fontes renováveis.
Costa (2006) fez uma análise da eficácia dos instrumentos regulatórios
adotados para a promoção de fontes renováveis de energia no Reino Unido,
Holanda e Alemanha. Levando em consideração os resultados obtidos no aumento
da participação das fontes renováveis no consumo final de eletricidade ao longo de
um determinado período, o autor chegou à conclusão que o sistema Feed-In
estimulou de forma mais eficiente a inserção das fontes renováveis no consumo final
de eletricidade, pois “(...) possui a vantagem de garantir a segurança do
investimento, permite o ajuste do valor do “preço premium” ao longo do tempo, e
garante o desenvolvimento de tecnologias no médio e logo prazo. E ainda garante a
expansão das fontes renováveis a custos razoáveis para o consumidor. O sucesso
do feed-in estaria no valor do “preço premium” a ser pago pelos geradores de fontes
renováveis, que tem que ser suficiente para garantir o retorno e a segurança do
investimento.”
O diferencial deste programa, em relação aos demais instrumentos, é que
não existe a estipulação de um percentual de energia que deve ser produzida.
Assim, todo o montante gerado será comprado e, portanto, os investidores possuem
uma segurança de retorno do investimento. Isto, porém, dificulta o planejamento no
setor elétrico e o controle dos custos.
No Sistema de Leilão existe a tendência à redução dos preços-teto,
aumentando a busca pela competitividade econômica das fontes renováveis. A
lógica por trás da aplicação de instrumentos de fomento ao uso de fontes renováveis
92 e alternativas está centrada na competição desigual entre os custos das fontes
alternativas e das tradicionais. A partir do momento que esses custos se tornam
próximos, a competitividade começa a existir e a opção por escolhê-las passa a ser
também a econômica. Nesse momento, não há mais a necessidade de instrumentos
regulatórios de incentivo. Assim, é justamente nesse caminho que deveriam seguir
os instrumentos regulatórios, inclusive para que seja justo também ao consumidor
final que paga a conta de energia elétrica.
Em geral, quanto mais a tecnologia em questão está madura e competitiva
em relação às tecnologias convencionais, mais a política de incentivo deverá possuir
mecanismos de mercado, em vez de mecanismos públicos. Os mecanismos de
mercado geralmente distorcem menos os preços e interferem menos na
concorrência e no sistema de livre mercado da economia. Assim, os processos de
P&D e demonstração de tecnologias demandarão políticas de mecanismo
puramente público. À medida que a tecnologia vai ganhando escala, ela poderá
gozar de incentivos de mercado regulados pelo governo como os mecanismos de
feed-in, sistemas RPS, certificados de produção de energia renovável, dentre outros.
Esse processo pode ser visto na Figura 4.16 (IEDI, 2010).
FIGURA 4.16 – TIPOS DE POLÍTICAS EM FUNÇÃO DA MATURIDADE TECNOLÓGICA
FONTE: IEDI, 2010
93 As elipses de cor amarela dizem respeito a determinada tecnologia de
geração de energia renovável. Os retângulos azuis esquematizam o tipo de política
mais adequada para incentivar dada tecnologia. O eixo horizontal é o eixo do tempo,
quanto mais à direita maior é o número de consumidores da tecnologia. O eixo
vertical é relativo ao quanto a tecnologia já está madura e competitiva
economicamente. Assim tecnologias no canto superior direito são as mais
competitivas e desenvolvidas. Já aquelas que se encontram no canto inferior
esquerdo da figura, são tecnologias em estágio inicial de inserção no mercado, com
tecnologias ainda bastante novas e disponíveis para um número ainda reduzido de
consumidores (IEDI, 2010).
Finalmente, a partir da Figura 4.17 é possível ressaltar a trajetória ideal às
políticas de incentivos dos países estudados: presença de incentivos financeiros e
econômicos que proporcionarão o desenvolvimento de uma indústria nacional;
mecanismos com definição de metas de longo prazo; mecanismos com
remunerações decrescentes, diferenciadas por tecnologia e capacidade do
empreendimento; revisões periódicas do nível de remuneração; e repasse, aos
consumidores de energia elétrica, dos preços mais elevados da energia proveniente
de fontes alternativas. A meta dessas políticas é estimular o uso de tais fontes até
que elas se tornem competitivas com as fontes tradicionais e não necessitem mais
de incentivos.
FIGURA 4.17 – INCENTIVOS E A EVOLUÇÃO IDEAL
FONTE: DUTRA, 2007
94 4.5 CONSIDERAÇÕES FINAIS DO CAPÍTULO
Apesar do estágio inicial de incentivo às fontes renováveis alternativas no
Brasil, pode-se concluir que a experiência nacional já consegue atingir alguns saldos
quanto à eficácia em alguns critérios, tais como aumento da capacidade instalada,
alcance do objetivo definido pela política e redução dos custos de geração a partir
de fontes renováveis alternativas. Constata-se que o PROINFA e os leilões de
energia são eficazes no critério de aumento da capacidade instalada, uma vez que
já especificam a capacidade de energia que será ofertada.
Da análise do contexto político em que os instrumentos são adotados,
conclui-se que não há um só mecanismo que possa ser aplicado em cada momento
histórico. Desta forma, podem coexistir num mesmo momento a aplicação de dois ou
mais tipos de metodologia. O importante antes da aplicação de um instrumento é
avaliar a maturidade tecnológica e competitiva de cada fonte para que, com isto,
possa ser escolhido o mecanismo mais apropriado para a fase de desenvolvimento
em que se encontra a fonte. Isso significa a necessidade do acompanhamento
periódico do estágio de evolução das bandas tecnológicas, já que algumas fontes
podem evoluir mais rapidamente do que outras, e, desta forma, da constante
avaliação do instrumento adotado.
Estas políticas precisam ser constantemente avaliadas para que se possa
atingir um ótimo social, ambiental e econômico. E, assim sendo, os mecanismos
regulatórios devem ser reestruturados, reavaliados e aprimorados com regularidade
para estarem bem adaptados ao contexto político e econômico em que se
enquadram.
95 5 NOVA REGULAMENTAÇÃO DE ACESSO À MICRO E MINIGERAÇÃO
DISTRIBUÍDA COM FONTES RENOVÁVEIS AO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO
5.1 INTRODUÇÃO
Nos últimos anos uma série de fatores vem influenciando na mudança do
modelo de negócio do setor elétrico mundial como a inserção de novas tecnologias,
principalmente as renováveis de geração de pequeno porte, a disseminação e
consolidação do Smart Grid, a busca por novas alternativas de saneamento da
necessidade e expansão do sistema, a melhora continua na qualidade da energia,
além da busca por parte dos consumidores de um mecanismo que possibilite a
contribuição direta dos mesmos em relação à segurança e sustentabilidade do
sistema.
Em outros países já houve avanços, e hoje, devido às condições de
desenvolvimento, o Brasil vem demonstrando também estas características.
Portanto a criação de um novo modelo é essencial. O modelo de regulação, da
forma como se apresenta atualmente, pode não ser totalmente adequado, mas já
apresenta melhorias quanto à disseminação em massa da possibilidade de geração
de pequeno porte. Isto pode acontecer em diversas tecnologias, desde solar
fotovoltaico em residências, como eólico de pequeno porte, hidrogênio energético, e
outras.
Para tal, a ANEEL aprovou em 17 de abril de 2012 a Resolução Normativa
no482 que estabelece as condições gerais para o acesso da micro e minigeração
distribuída aos sistemas de distribuição, de modo a buscar formas de reduzir as
barreiras técnicas e regulatórias existentes para a conexão da geração distribuída de
pequeno porte, além de aprovar e regulamentar o sistema de compensação de
energia (net metering). A Figura 5.1 mostra o esquema básico do atual marco
regulatório sobre GD no Brasil.
96
FIGURA 5.1 – REDUÇÃO DAS BARREIRAS REGULATÓRIAS PARA GD
FONTE: ANEEL, 2012d
Como resultado desta resolução, foi adicionado ao Manual de
Procedimentos de Distribuição da ANEEL (PRODIST), em seu Módulo 3 – Acesso ao
sistema de distribuição, a Seção 3.7 – Acesso de Micro e Minigeração
Distribuída, que será detalhada mais para frente (PRODIST, 2012).
5.2 HISTÓRICO DE APROVAÇÃO DA NOVA REGULAMENTAÇÃO
Em 8 de setembro de 2010, a ANEEL publicou a Nota Técnica no0043/2010
com uma proposta de abertura de Consulta Pública para o recebimento de
contribuições visando reduzir as barreiras para a instalação de geração distribuída
de pequeno porte, a partir de fontes renováveis, conectada em tensão de
distribuição. O objetivo da nota era o de apresentar os principais instrumentos
regulatórios utilizados no Brasil e em outros países para incentivar este tipo de
geração conectada à rede, também o de buscar contribuições, dos interessados em
participar da Consulta Pública, para questões que o regulador deve enfrentar para
reduzir as barreiras existentes. A nota tinha 33 questões divididas em seis temas
principais, visando mapear as principais barreiras e auxiliar os estudos da Agência
sobre o assunto, a saber: Caracterização dos empreendimentos; Conexão à rede;
97 Regulação; Comercialização de energia; Propostas; e Questões gerais (ANEEL,
2010).
Foram recebidas 577 contribuições de 39 entidades, como Distribuidoras,
Geradoras, Consumidores, Associações, Pesquisadores, Profissionais de
Engenharia e demais interessados no tema.
Com o objetivo de apresentar os resultados da análise das contribuições
recebidas na Consulta Pública no15/2010, realizada no período de 10 de setembro
de 2010 a 9 de novembro de 2010, foi publicada em 9 de fevereiro de 2011 a Nota
Técnica no0004/2011 (ANEEL, 2011a).
A seguir, apresentam-se as principais conclusões das contribuições
recebidas (ANEEL, 2011a):
• A geração distribuída de pequeno porte deve ser caracterizada por
meio da potência, fonte primária de energia, nível de tensão e a localização da
planta;
• Incluir no PRODIST uma seção para tratar do acesso de pequenos
geradores, de forma a padronizar a conexão e acesso, além de servir de referência
para as distribuidoras elaborarem suas normas técnicas;
• A ANEEL deve elaborar uma página específica em seu sítio para
concentrar as informações sobre geração distribuída;
• A ANEEL deve estabelecer os requisitos mínimos para a conexão de
pequenos geradores, por nível de tensão, definindo critérios para garantir a
qualidade da energia, a segurança das pessoas e equipamentos, de forma
proporcional ao porte das usinas;
• Criar procedimentos para avaliação expedita dos projetos e instalações
de geradores de pequeno porte, classificados com base em parâmetros de tensão,
potência e fonte, entre outros;
• Riscos existentes para as distribuidoras na compra de energia, via
Chamada Pública: exposição involuntária das empresas no mercado de curto prazo,
nos casos de indisponibilidade das usinas ou atrasos na entrada em operação; limite
de repasse, Valor de Referência (VR), para a tarifa.
• Como o VR é calculado com base nos leilões A-5 e A-3, seu valor é
considerado baixo para incentivar os geradores de pequeno porte, mas é útil para
incentivar a contratação eficiente de energia por parte das distribuidoras;
98
• Existe uma lacuna sobre a forma de contabilização e comercialização
da energia produzida por geradores de pequeno porte. Na verdade, a dificuldade
reside na adoção das mesmas regras para usinas de portes diferentes, resultando
em prejuízo para as menores plantas;
• Os contratos de uso e conexão ao sistema de distribuição (CUSD e
CCD) precisam ser ajustados e simplificados para permitir a integração de pequenos
geradores. Deve ser avaliada a possibilidade de dispensar a assinatura de tais
contratos em determinados casos;
• As regras do Ambiente de Contratação Livre (ACL) foram elaboradas
para regular as transações de grandes blocos de energia, realizadas por grandes e
médios agentes de geração, distribuição e consumo, não sendo, portanto,
adequadas para a tratar a geração distribuída de pequeno porte;
• Os geradores e consumidores (livres e especiais) buscam contratos de
longo prazo, com baixos riscos, preços atraentes, regras claras e adaptadas para
esse tipo de geração (sazonal e intermitente), mas encontram exatamente o
contrário ao se depararem com as regras e condições oferecidas no mercado;
• A CCEE informou na Consulta Pública que está elaborando uma
proposta de aprimoramento da adesão e representação de pequenos agentes
(consumidores especiais e geradores) visando à simplificação dos processos e
viabilizar a expansão do mercado;
• A adoção do sistema Net Metering seria viável nas áreas de concessão
onde já existe a paridade tarifária com a tarifa final do consumidor, após a inserção
de impostos (ICMS, PIS e Cofins), como em Minas Gerais, por exemplo;
• A maior parte das contribuições entende que há necessidade de
incentivos adicionais (tarifa feed-in, subsídios, reduções fiscais, etc.) para o
desenvolvimento sustentável da geração distribuída de pequeno porte no país, e que
o sistema Net Metering não seria suficiente para garantir isso;
• A principal barreira regulatória apontada foi a falta de regulamentos
específicos para geração distribuída, com tratamento de questões sobre conexão,
medição, contratação de energia, cálculo de garantia física e lastro para fontes
intermitentes;
O objetivo da Consulta Pública nº15/2010 foi alcançado, pois a expressiva
participação dos agentes permitiu o mapeamento das principais barreiras para a
99 instalação da geração distribuída de pequeno porte, e as contribuições serviram de
guia para as ações da ANEEL nesse assunto.
Em 20 de junho de 2011 foi publicada a Nota Técnica no0025/2011, que
propôs abertura de Audiência Pública para o recebimento de contribuições, que
tinham como objetivo recomendar alterações em Resoluções e nos Procedimentos
de Distribuição (PRODIST), visando reduzir as barreiras para a instalação de
geração distribuída de pequeno porte, a partir de fontes incentivadas, conectada em
tensão de distribuição, e também alteração do desconto na TUSD e TUST pra usinas
com fonte solar. Em anexo a nota técnica havia as minutas dos Módulos 1 e 3 do
PRODIST (ANEEL, 2011b).
Entre as propostas desta nota técnica, pode-se destacar:
a) Para centrais geradoras com potência instalada menor ou igual a 1 MW e
que utilizem fontes incentivadas:
Definições:
• Microgeração Distribuída Incentivada: Central geradora de energia
elétrica, com potência instalada menor ou igual a 100 kW e que utilize fonte
incentivada de energia conectada na rede de baixa tensão da distribuidora através
de instalações de consumidores, podendo operar em paralelo ou de forma isolada,
não despachada pelo ONS.
• Minigeração Distribuída Incentivada: Central geradora de energia
elétrica, com potência instalada maior que 100 kW e menor ou igual a 1 MW e que
utilize fonte incentivada de energia conectada diretamente na rede da distribuidora,
em qualquer tensão, ou através de instalações de consumidores, podendo operar
em paralelo ou de forma isolada, não despachada pelo ONS.
Sistema de Compensação de energia:
• Consiste na medição do fluxo de energia em uma unidade consumidora
dotada de pequena geração, por meio de medidores bidirecionais. Assim, um único
medidor é capaz de registrar a energia consumida e a energia gerada em um ponto
de conexão. Os créditos terão prazo de validade de 12 meses.
• Se a geração for maior que a carga, o consumidor receberá um crédito
em energia (isto é, em kWh e não em unidades monetárias) na próxima fatura. Caso
100 contrário, o consumidor pagará apenas a diferença entre a energia consumida e a
gerada, sendo mantido o custo de disponibilidade.
• Pode-se considerar o Sistema de Compensação de Energia como uma
ação de eficiência energética, pois haverá redução de consumo e do carregamento
dos alimentadores em regiões com densidade alta de carga, com redução de perdas
e, em alguns casos, postergação de investimentos na expansão do sistema de
distribuição.
• O Parecer nº 0282/2011-PGE/ANEEL forneceu amparo jurídico para a
proposta apresentada neste item, concluindo pela competência da ANEEL para
estabelecer esta nova relação entre o consumidor com geração distribuída e a
distribuidora.
Alterações em Resoluções:
• Resolução normativa no414/10: definição do sistema de compensação
de energia e a forma de faturamento.
o O medidor de 4 Quadrantes (bidirecionais) será pago pelo consumidor;
o Prazo de validade dos créditos: 12 meses;
o Se a geração > consumo, o consumidor paga apenas o custo de
disponibilidade e os créditos poderão ser utilizados nos meses
subseqüentes;
o Para consumidor com tarifa horossazonal, a energia gerada deverá
abater o consumo no mesmo posto horário. Se houver excedente de
geração, o montante será utilizado para compensar o consumo no outro
posto tarifário segundo a relação entre as tarifas de energia (ponta e fora
de ponta).
• Os montantes de energia gerada, que não tenham sido compensados
na própria unidade consumidora, podem ser utilizados para compensar o consumo
de outras unidades previamente cadastradas para esse fim, atendidas pela mesma
distribuidora, cujo titular seja o mesmo da unidade com sistema de compensação de
energia.
101 Alterações no PRODIST:
• Inserir os conceitos de Mini e Microgeração Distribuída Incentivada no
PRODIST.
• Módulo 3 (Acesso): Inserir uma seção específica para tratar o acesso
de Mini e Microgeração Distribuída Incentivada.
o Dispensar a celebração do CUSD e CCD para as centrais que
participem do Sistema de Compensação de Energia da distribuidora local,
bastando firmar um Acordo Operativo.
o Atribuir à distribuidora a responsabilidade de realizar todos os estudos
para a integração de micro e minigeração distribuída, sem ônus para o
acessante.
o Definição dos requisitos mínimos e, em alguns casos máximos, para o
sistema de proteção das usinas, divididos por porte da usina e nível de
tensão de conexão.
Disposições Gerais:
• A unidade consumidora que aderir ao Sistema de Compensação de
Energia da distribuidora deverá ser faturada conforme a Resolução Normativa nº
414, de 2010.
• As distribuidoras deverão elaborar ou revisar normas técnicas para
tratar do acesso de minigeração e microgeração distribuída incentivada, utilizando
como referência o PRODIST, as normas técnicas brasileiras e, de forma
complementar, as normas internacionais. Prazo: 180 dias.
• Simplificação do registro das centrais geradoras: a distribuidora será
responsável pela coleta das informações das unidades geradoras junto aos micro e
minigeradores distribuídos incentivados e envio dos dados constantes dos Anexos
das Resoluções Normativas nos 390/2009 e 391/2009 para a ANEEL.
b) Para Fonte Solar:
• Propõe-se alteração na Resolução Normativa no77/2004 para elevar o
desconte na tarifa de uso do sistema de distribuição e transmissão (TUSD e TUST)
de 50% para 80%, para potência injetada de até 30 MW.
102 A ANEEL realizou a Audiência Pública nº 42/2011 para o recebimento de
contribuições no período de 8 de agosto de 2011 a 14 de outubro de 2011, com
seção presencial no dia 6 de outubro de 2011 na sede da ANEEL. Foram recebidas
403 contribuições de 51 diferentes agentes, incluindo distribuidoras, geradoras,
universidades, fabricantes, associações, consultores, estudantes, político e demais
interessados no tema.
Em 29 de fevereiro de 2012, foi publicada a Nota Técnica no0020/2012,
com o objetivo de apresentar o resultado da análise das contribuições recebidas em
Audiência Pública no42/2011, através das principais alterações nas minutas da
resolução e da nova seção do Módulo 3 do PRODIST (ANEEL, 2012a).
Finalmente, em 17 de abril de 2012 foi publicada a Resolução normativa
no481 (ANEEL, 2012b):
Art. 1º Alterar a Resolução Normativa nº 77, de 18 de agosto de 2004, que
passa a vigorar acrescida do seguinte art. 3º-A:
“Art. 3º-A Para a fonte solar referida no art. 1º fica estipulado o desconto de
80% (oitenta por cento), para os empreendimentos que entrarem em operação
comercial até 31 de dezembro de 2017, aplicável nos 10 (dez) primeiros anos de
operação da usina, nas tarifas de uso dos sistemas elétricos de transmissão e de
distribuição – TUST e TUSD, incidindo na produção e no consumo da energia
comercializada.
§1º O desconto de que trata o caput, será reduzido para 50% (cinquenta por
cento) após o décimo ano de operação da usina.
§2º Os empreendimentos que entrarem em operação comercial após 31 de
dezembro de 2017 farão jus ao desconto de 50% (cinquenta por cento) nas referidas
tarifas.”
Ainda na mesma data, foi publicada a Resolução normativa no482, que
representou um marco histórico no setor de energia brasileiro, e estabeleceu as
condições a seguir (ANEEL, 2012c):
• As distribuidoras devem adequar seus sistemas comerciais e elaborar
ou revisar normas técnicas, num prazo de 240 dias, para tratar do acesso de
microgeração e minigeração distribuída, utilizando como referência as informações
contidas no PRODIST;
103
• Ficará dispensada a assinatura dos contratos de uso e conexão para a
central geradora que participe do sistema de compensação de energia;
• A adesão ao sistema de compensação permite que a energia injetada
na rede e não utilizada pelo consumidor seja compensada nas faturas dos meses
subsequentes, através de créditos, com validade de 36 meses a contar da data do
faturamento, ou poderão ser utilizadas para compensar o consumo de outras
unidades consumidoras, cujo titular seja o mesmo. Após esse prazo, o eventual
saldo será revertido à modicidade tarifária;
• Deverá ser cobrado no mínimo o valor referente ao custo de
disponibilidade para o consumidor do grupo B, ou da demanda contratada para o
consumidor do grupo A;
• Os custos referentes às adequações no sistema de medição serão
suportados pelo consumidor, sendo equivalentes à diferença entre o custo requerido
para implantação do sistema de compensação e o custo do medidor convencional,
que já é de responsabilidade da distribuidora. Os equipamentos de medição, após
sua respectiva adequação, deverão ser incorporados ao patrimônio da distribuidora,
que passará a ser responsável pela sua operação e manutenção;
• Comprovada irregularidade na medição, os créditos de energia ativa
gerados no período, não poderão ser utilizados no sistema de compensação;
• O consumidor é responsável por danos ao sistema elétrico, caso o
dano seja devido à mini ou micro GD, e não tenham sido observadas as normas e
padrões da distribuidora.
Na Figura 5.2 podem-se observar as principais condições estabelecidas na
Resolução normativa no482:
104
FIGURA 5.2 – ACESSO AOS SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO
FONTE: ANEEL, 2012d
A seguir serão apresentados os procedimentos presentes na Seção 3.7 do
Módulo 3 do PRODIST.
5.3 ACESSO DE MICRO E MINIGERAÇÃO DISTRIBUÍDA AOS SISTEMAS DE
DISTRIBUIÇÃO
A seção 3.7 do Módulo 3 do PRODIST descreve os procedimentos para
acesso de micro e minigeração distribuída ao sistema de distribuição. A seguir um
breve resumo da seção.
Etapas para viabilização do acesso:
a) Para micro ou minigeração distribuída – obrigatórias apenas as etapas de
solicitação de acesso e parecer de acesso;
b) Solicitação de Acesso – requerimento formulado pelo acessante que, uma vez
entregue à acessada, implica a prioridade de atendimento, de acordo com a
ordem cronológica de protocolo.
105 c) Disponibilização na internet pela distribuidora – relação das informações
necessárias para a solicitação de acesso e dados requeridos pela ANEEL
para registro;
d) Certificado de Registro – dispensado para micro ou minigeração distribuída;
e) Prazo Solicitação de Acesso – 60 dias para regularizar eventuais pendências;
f) Parecer de Acesso – documento formal obrigatório apresentado pela
acessada, sem ônus para o acessante, onde são informadas as condições de
acesso, compreendendo a conexão e o uso, e os requisitos técnicos que
permitam a conexão das instalações do acessante, com os respectivos
prazos.
g) Requisitos para o Parecer de Acesso – para minigeração distribuída, ponto de
conexão segundo critério de menor custo global com estimativas de custos e
justificativas; características do sistema de distribuição acessado e do ponto
de conexão; relação de obras; tarifas aplicáveis; modelo de Acordo Operativo
ou de Relacionamento Operacional; as responsabilidades do acessante.
h) Prazo para a emissão do Parecer de Acesso – 30 dias sem obra e 60 para
minigeradores com obras de reforço ou ampliação.
i) Contratos – devem ser celebrados entre as partes no prazo máximo de 90
dias após a emissão do parecer de acesso.
Critérios Técnicos e Operacionais:
a) Ponto de conexão - para microgeração distribuída é o mesmo da unidade
consumidora, para a minigeração é único para a central geradora e unidade
consumidora ficando na interseção das instalações de interesse restrito com o
sistema de distribuição acessado.
b) Conexão – procedimentos descritos no item 5 da seção 3.2 do Módulo 3 do
PRODIST.
c) Responsabilidade pelos estudos – caso necessário, serão feitos pela
distribuidora, sem ônus para o acessante.
Requisitos de Projeto:
a) Requisitos – procedimentos descritos na seção 3.3 do Módulo 3 do PRODIST.
b) Nível de tensão de conexão:
106 TABELA 5.1 – NÍVEIS DE TENSÃO PARA CONEXÃO DE MICRO E MINICENTRAIS
GERADORAS
FONTE: PRODIST, 2012
c) Requistos mínimos em função da potência instalada – menor potência, menos
exigência. Exigência de estudo de curto-circuito e de medidor de 4
quadrantes só acima de 100 kW.
TABELA CC – REQUISITOS MÍNIMOS EM FUNÇÃO DA POTÊNCIA INSTALADA
FONTE: PRODIST, 2012
107 d) Redundância de proteções – desnecessária se as proteções estiverem
inseridas nos inversores (microgeradores).
Implantação de Novas Conexões:
a) Prazo para a vistoria – 30 dias após solicitação formal de conexão ou
ampliação das instalações.
b) Prazo entrega do Relatório de Vistoria – 15 dias.
c) Aprovação do ponto de conexão – 7 dias, satisfeitas exigências do Relatório
de Vistoria.
Requisitos para Operação, Manutenção e Segurança da Conexão:
a) Requisitos - procedimentos descritos na seção 3.5 do Módulo 3 do PRODIST.
Sistema de Medição:
a) O sistema de medição deve atender às mesmas especificações exigidas para
unidades consumidoras conectadas no mesmo nível de tensão da central
geradora, acrescido da funcionalidade de medição bidirecional de energia
elétrica ativa.
b) O acessante é responsável por ressarcir a distribuidora acessada pelos
custos referentes às adequações do sistema de medição para implantar o
sistema de compensação. Após isso, a distribuidora será responsável pelos
custos.
Contratos:
a) Aplicam-se os procedimentos da seção 3.6 do Módulo 3 do PRODIST.
b) Faturamento conforme as Condições Gerais de Fornecimento e
regulamentação específica, não se aplicando as regras de faturamento de
centrais geradoras.
c) A Figura 5.3 mostra os tipos de contratos celebrados entre a minigeradora e
microgeradora distribuída. Ambas não apresentam contratos de geração, e
sim Acordo Operativo e Relacionamento Operacional, respectivamente.
108
FIGURA 5.3 – TIPOS DE CONTRATOS CELEBRADOS
FONTE: ANEEL, 2012d
O que se pode notar, é que esta seção 3.7, teve como objetivo estabelecer
apenas diretrizes para a instalação dos pequenos geradores, sem muitas mudanças
em procedimentos já existentes. Mostrou os principais pontos que devem ser
analisados diferentemente, incorporou o sistema de compensação de energia, e
agilizou o período total para a conexão.
A Figura 5.4 mostra todos os prazos do processo de conexão da pequena
central geradora ao sistema de distribuição, totalizando 82 dias.
FIGURA 5.4 – PRAZO DO PROCESSO DE CONEXÃO
FONTE: ANEEL, 2012d
5.4 CONSIDERAÇÕES FINAIS DO CAPÍTULO
A ANEEL vem buscando atuar com modernidade e transparência,
submetendo regulações à apreciação dos agentes, mesmo sem existir a necessária
política de governo. Esta nova resolução da ANEEL favorece um uso mais eficiente
da energia elétrica, pois os consumidores não são mais obrigados a comprar das
109 distribuidoras tudo o que consomem, além de favorecer o desenvolvimento da
geração descentralizada no Brasil.
O grande problema está nas restrições operacionais da acessada e o custo
da interconexão, pois são considerados pelos detentores de geração distribuída,
como as maiores barreiras para sua conexão aos sistemas. Com isso, para atender
a todos os quesitos de segurança e de instalação apropriada da pequena geração, o
investimento acaba tornando-se alto, e quem vai arcar com as despesas,
inicialmente, é o pequeno produtor, com a compra dos equipamentos exigidos.
Essa situação pode mudar com o tempo, bastando apenas que o governo
implemente incentivos fiscais para o setor, com benefícios para toda a cadeia
industrial dos equipamentos de energia renovável, eólica, fotovoltaica, de
minigeração, fortalecendo o setor industrial.
Outra alternativa possível seria a de isentar, temporariamente, os impostos
incidentes, sobre equipamentos destinados ao aumento da eficiência energética e
geração de energia distribuída baseada em fontes renováveis.
Uma sugestão quanto à interconexão desses pequenos geradores, seria a
de ter uma pré-certificação, ou seja, um kit para a interconexão com a rede, incluindo
proteção. Esta ação evitaria a continua necessidade de estudos detalhados de
impacto sobre a rede, projetos irregulares apresentados a solicitação de acesso,
entre outros. Este kit poderia ser oferecido como um serviço da própria distribuidora.
Muitos países adotam essa pré-certificação para facilitar o ingresso desses
geradores no sistema.
Outro ponto que poderia ser incorporado às pequenas centrais geradoras, é
a de receberem certificados de energia renovável, que atestariam a expectativa de
energia renovável a ser produzida. Dessa forma, representariam uma receita
adicional ao investidor, pois se trata de reconhecimento do benefício ambiental
proporcionado pela usina, que pode ser comercializado em um mercado
especificamente criado para tais certificados, cujos interessados são grandes
empresas que buscam atender as metas ambientais de cada país, tais como
redução da emissão de gases de efeito estufa.
Ao aliar uma lógica econômica a um modelo de geração ambientalmente
sustentável e mais eficiente, o sistema de net metering para fontes incentivadas
proporciona benefícios econômicos efetivos tanto aos consumidores/geradores
110 quanto aos demais consumidores de energia. Além disso, a regulamentação da
ANEEL tal qual concebida apresenta como vantagem o fato de repassar as
responsabilidades técnicas e regulatórias dos micro e mini empreendimentos às
distribuidoras, mais capacitadas para a assunção dessas funções.
Um ponto negativo quanto a este mecanismo de compensação de energia
adotado pela ANEEL, é que restringe a microgeração e mini geração ao uso próprio
do consumidor/gerador, não permitindo a comercialização da energia não
consumida, ou seja, não há qualquer incentivo fiscal para que o consumidor se
transforme num produtor de energia renovável, subsídios que já existem em muitos
outros países.
Outras propostas e melhorias poderão ser feitas com o passar do tempo,
haja vista que esta regulamentação foi aprovada recentemente, e ainda está em fase
de implementação.
111 6 CONCLUSÕES E TRABALHOS FUTUROS
6.1 CONSIDERAÇÕES FINAIS
Este trabalho teve como objetivo apresentar a inserção de fontes renováveis
no mundo. Devido à extensão do assunto, foi tratado sobre a forma mais
interessante para se conectar estes tipos de fontes ao setor elétrico, que é a
geração distribuída; os mecanismos eficientes para incentivar um determinado país
a direcionar seu setor energético às fontes renováveis; a experiência internacional
quanto a esses mecanismos; o contexto nacional; e por fim, a analise do novo marco
regulatório brasileiro quanto à implementação de geração distribuída com fontes
renováveis aos sistemas de distribuição.
Pelo impacto socioambiental causado por projetos de grandes usinas, pela
preocupação ambiental em tornar o setor energético mais limpo e sustentável, pela
evolução tecnológica e pela liberalização do setor elétrico, a geração distribuída vem
tomando seu espaço no setor elétrico.
Além de ser uma ferramenta propícia à expansão do mercado de
eletricidade, a GD pode ter um lugar importante no desenvolvimento do setor elétrico
nos próximos anos, pois permite a redução de investimentos na geração
centralizada, e ainda consegue propiciar energia para regiões mais isoladas. O
mercado tende a favorecer os sistemas pequenos, modulares, pelo fato de serem
tecnologias de fácil instalação, quando estamos perante situações de evolução de
cargas e se torna necessário o reforço das instalações existentes.
Acredita-se que a GD representará um importante papel no futuro,
complementando a geração centralizada, minimizando as perdas e aumentando a
confiabilidade do Sistema Elétrico Brasileiro.
Cada vez mais se exigem esforços no sentido de aumentar a diversificação
do sistema elétrico, no sentido de reforçar as medidas de preservação do meio
ambiente, e com isso os incentivos às fontes renováveis de energia elétrica vem
sendo amplamente difundidos no contexto mundial.
Entre os diversos mecanismos de incentivo vistos no trabalho, podem-se
destacar os principais:
112
• Net metering: Esta forma de tarifação permite ao consumidor
compensar seu consumo de eletricidade com a sua geração própria num período
determinado (geralmente de um ano), sem levar em consideração o período de
consumo ou de geração de energia.
• Feed-in Tariffs: Esse instrumento premia a energia gerada por fontes
renováveis injetada na rede elétrica, através de uma “tarifa Premium”. As empresas
de energia (concessionárias da rede elétrica) são obrigadas a comprar essa energia,
através dos preços estabelecidos por cada governo. O custo extra dessa energia é
dividido entre todos os usuários.
• Sistemas de Leilões: Nesse instrumento, o governo administra os
processos de leilões de energia, onde os empreendedores de fontes renováveis
concorrem entre - si para ganhar os contratos, ou ainda, para receber do governo
um subsídio de um fundo administrado pelo setor. Será premiado aquele
empreendedor que apresentar a oferta mais competitiva.
• Sistemas de Cotas/Certificados Verdes: Esse instrumento tem como
objetivo a promoção da geração de energia através de fontes renováveis
aumentando a demanda por eletricidade oriunda dessas fontes, através de metas
estabelecidas pelos governos quanto ao percentual ou quantidade de eletricidade
que deve ser produzida.
• Subsídios/Incentivos financeiros: os subsídios financeiros são
concedidos quer seja aos investimentos do gerador ou à energia gerada. A
necessidade de tal política reside nos altos custos de implantação de fontes de
energia renovável.
• Incentivos fiscais: os incentivos fiscais são aplicados através de
redução ou isenção de taxas aplicadas ao uso de fontes renováveis, além de outros
benefícios fiscais e creditícios.
Todos estes mecanismos servem de apoio à promoção das fontes
renováveis em diversos países. A implementação de um ou outro depende muito
das características do país, da maturidade tecnológica, da decisão da política
energética entre outros fatores.
Dentre as bibliografias estudadas para este trabalho, em unanimidade foi
constatado que os países que aplicaram primeiro o mecanismo feed-in tariffs
conseguiram estimular de forma mais eficiente a inserção das fontes renováveis no
113 consumo final de eletricidade do país, como é o caso da Alemanha, pioneira no
desenvolvimento do setor de renováveis.
No caso do Brasil, o país ainda está no começo da expansão do uso de
fontes alternativas e renováveis de energia. Os mecanismos utilizados até então,
foram o PROINFA, que se caracteriza como um sistema feed-in tariffs e de cotas, e
os leilões de energia renovável, que já tiveram resultados favoráveis.
Outro marco regulatório nacional recente foi a aprovação dos requisitos
técnicos de implantação de mini e microgeração distribuída, a partir de fontes
renováveis, aos sistemas de distribuição, e o sistema de compensação de energia
(net metering). Este novo mecanismo poderá desenvolver a geração descentralizada
do país, e diversificar as fontes de energia usadas.
Finalmente, a conclusão que se pode tirar deste trabalho é que os
mecanismos de incentivo são imprescindíveis ao desenvolvimento das fontes
renováveis dentro de um país. Estes mecanismos regulatórios devem ser
constantemente revisadas e aprimoradas com uma participação ativa da sociedade,
governo e dos investidores visando que a participação da Geração Distribuída com
fontes renováveis aumente efetivamente e sustentavelmente no Setor Elétrico
Brasileiro.
6.2 TRABALHOS FUTUROS
No transcorrer do trabalho foram identificados temas e tópicos que, por não
pertencerem ao foco deste trabalho, não foram objeto de desenvolvimento, mas são
de interesse para o prosseguimento de estudos correlacionados com o assunto
abordado nesta monografia, dentre os quais se destacam:
• Estudo para detectar o grau de maturidade das bandas tecnológicas
em relação à competitividade destas com as fontes tradicionais, para que com isto,
se possam definir quais fontes devem receber maiores incentivos governamentais;
• Estudo da questão da pré-certificação de sistemas de interconexão
com vistas a facilitar o ingresso de novos geradores no sistema;
114 REFERÊNCIAS
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