UNIVERSIDADE FEDERAL DO PARANÁ DANUSA DEMBISKI

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1 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

2 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

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4 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.

5 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

6 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.

7 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.

8 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

9 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 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 FIGURA 5.3 TIPOS DE CONTRATOS CELEBRADOS FIGURA 5.4 PRAZO DO PROCESSO DE CONEXÃO...108

10 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 TABELA 5.2 REQUISITOS MÍNIMOS EM FUNÇÃO DA POTÊNCIA INSTALADA...106

11 SUMÁRIO 1 INTRODUÇÃO CONTEXTO OBJETIVOS JUSTIFICATIVA ESTRUTURA DA MONOGRAFIA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA INTRODUÇÃO CLASSIFICAÇÕES DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA SITUAÇÕES DE USO DA GERAÇÃO DISTRIBUIÇÃO VANTAGENS E DESVANTAGENS DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA PRINCIPAIS TECNOLOGIAS DE GERAÇÃO DISTRIBUÍDA FOTOVOLTAICA EÓLICA PEQUENA CENTRAL HIDRELÉTRICA (PCH) MICRO E MINIGERAÇÃO DISTRIBUÍDA CONSIDERAÇÕES FINAIS DO CAPÍTULO POLÍTICAS REGULATÓRIAS, TARIFÁRIAS E DE INCENTIVO ÀS FONTES RENOVÁVEIS DE ENERGIA INTRODUÇÃO MECANISMOS DE INCENTIVO NET METERING SISTEMA DE COMPENSAÇÃO DE ENERGIA FEED-IN TARIFFS GARANTIA DE PREÇO AO PRODUTOR DE ENERGIAS RENOVÁVEIS TENDER SYSTEM - SISTEMA DE LEILÕES SISTEMA DE COTAS COM CERTIFICADOS VERDES SUBSÍDIOS/INCENTIVOS FINANCEIROS INCENTIVOS FISCAIS CONSIDERAÇÕES FINAIS DO CAPÍTULO... 47

12 4 ESTUDO COMPARATIVO DOS MECANISMOS REGULATÓRIOS EMPREGADOS EM ALGUNS PAÍSES NO FOMENTO AO USO DE FONTES RENOVÁVEIS INTRODUÇÃO MARCOS REGULATÓRIOS INTERNACIONAIS O CASO DA ALEMANHA O CASO DO REINO UNIDO O CASO DOS ESTADOS UNIDOS O CASO DA HOLANDA MARCOS REGULATÓRIOS NACIONAIS COMPARATIVO ENTRE OS MARCOS REGULATÓRIOS DE INCENTIVO ÀS FONTES RENOVÁVEIS CONSIDERAÇÕES FINAIS DO CAPÍTULO NOVA REGULAMENTAÇÃO DE ACESSO À MICRO E MINIGERAÇÃO DISTRIBUÍDA COM FONTES RENOVÁVEIS AO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO INTRODUÇÃO HISTÓRICO DE APROVAÇÃO DA NOVA REGULAMENTAÇÃO ACESSO DE MICRO E MINIGERAÇÃO DISTRIBUÍDA AOS SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO CONSIDERAÇÕES FINAIS DO CAPÍTULO CONCLUSÕES E TRABALHOS FUTUROS CONSIDERAÇÕES FINAIS TRABALHOS FUTUROS REFERÊNCIAS

13 1 INTRODUÇÃO 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 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 n o 482 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 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 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 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 18 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 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 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 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 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 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 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) 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 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) 25 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 kw (1 MW) e igual ou inferior a kw (30 MW), e com área total de reservatório igual ou inferior a 3 km 2 (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. Tipo TABELA 2.1 MATRIZ ENERGÉTICA Empreendimentos em Operação Quantidade Potência Outorgada (kw) Potência Fiscalizada (kw) % Central Geradora Hidrelétrica (CGH) ,19 Central Geradora Eólica(EOL) ,3 Pequena Central Hidrelétrica (PCH) ,39 Central Geradora Solar Fotovoltaica (UFV) Usina Hidrelétrica de Energia (UHE) ,53 Usina Termelétrica de Energia (UTE) ,89 Usina Termonuclear (UTN) ,7 Total 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 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 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). DE PROJETO CENTRAIS QUANTO À POTÊNCIA INSTALADA E QUANTO À QUEDA

28 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 - H d (m) DAS CENTRAIS (kw) BAIXA MÉDIA ALTA MICRO P < 100 H d < < H d < 50 H d > 50 MINI 100 < P < H d < < H d < 100 H d > 100 PEQUENAS < P < H d < < H d < 130 H d > 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 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 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 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 32 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 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 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 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 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 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 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 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 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 p 0 o produtor deixa de produzir q 0 * e passa a produzir uma quantidade maior q t *. Assim, no caso de uma tarifa fixa de alimentação o produtor pode garantir uma renda extra, representada pela área

39 39 (ADBC), que somada à renda inicial do produtor, representada pela área (cap 0 ), garante um benefício total maior, representado pela área (cdp 0 ). 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 Cm e t a tarifa necessária para obter a mesma quantidade de energia q 0 * passa a ser p t e não mais p 0. Porém, o regulador não tem informações suficientes para precisar o desenvolvimento tecnológico e, por isso, estabelece uma nova tarifa p e t com base em uma curva de custos marginais que antecipa a evolução tecnológica (Cm a t), sendo esta diferente da curva de custos marginais efetiva (Cm e t). Assim, a quantidade produzida será q t *, valor superior ao q 0 * 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 (p 0 DEp e t). 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 (cep e t). Este sistema apresenta uma grande vantagem ao apresentar um melhor equilíbrio entre dois efeitos do progresso tecnológico.

40 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 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 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 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 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 q obj e pela oferta, representada pela curva de custos marginais (Cm). A cota q obj 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 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 Cm A, sua produção será limitada a q A 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 q B 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 (q obj =q A +q B = 2q), mostrado pelas áreas compartilhadas, comparadas pela situação de utilização de mecanismos menos flexíveis onde os operadores são limitados a restringirem-se a q A e q B. No contexto de um sistema de

44 44 certificados verdes, objetivos específicos (q A e q B ) 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 Cm B 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 q B 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 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 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 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 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 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, 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 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. País TABELA 3.2 INCENTIVOS PARA A GERAÇÃO DISTRIBUÍDA Mecanismo Feed-in Cotas Net Metering Certificados de energia renovável Investimentos público/financiamentos Alemanha X X X Austrália X X X X Leilões de energia 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 X X X X Unido ** 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. 49 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 Sistema de Cotas/Certificados Verdes 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 prédeterminados. Garante um aumento de capacidade no curto prazo. Em princípio, os consumidores da energia são aqueles que arcam com o ônus. 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. 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. 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 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 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 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 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 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 FIGURA 4.1 FUNCIONAMENTO DAS TARIFAS FEED-IN NA ALEMANHA FONTE: GREENPEACE, 2008

54 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 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 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 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 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 , 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 57 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 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 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 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 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 Buyout 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 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 FIGURA 4.6 EVOLUÇÃO DAS FONTES RENOVÁVEIS FONTE: DECC, 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 63 participação hidrelétrica, obtém-se que as fontes renováveis alternativas representaram apenas 3,6% da geração de eletricidade nos Estados Unidos em 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 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 MW (6.000 MW somente na Califórnia) de energia renovável durante a década de 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 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 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 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 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 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 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 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 CO 2 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 GWh das fontes renováveis no consumo final até o ano 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 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 69 A Figura 4.9 mostra a geração por fonte no Green Label em 1998 e 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 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 em 1996 para 1,4 milhões em 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 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 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 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 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 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 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 FIGURA 4.13 PARTICIPAÇÃO DAS FONTES RENOVÁVEIS NA HOLANDA EM 2010 FONTE: CBS, 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 76 geração de energia elétrica, principalmente a hidroeletricidade, tal como é mostrado na Figura 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 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 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 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 nº 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 trata ainda de outros incentivos às fontes alternativas renováveis, impactantes na geração distribuída quais sejam (SILVA FILHO, 2005):

79 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 nº que estabelece que os empreendimentos hidroelétricos, com potência igual ou inferior a 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 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 n o 77 em 18 de agosto de 2004 estabelecendo os procedimentos vinculados às tarifas de uso do sistema elétrico, TUST e TUSD, formulados pela Lei n o A Lei nº 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 80 Em 30 de julho de 2004 o Decreto n o 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 n o 167). A Resolução Normativa n o 247, 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 81 demanda contratada igual ou superior a 500 kw e de serem atendidos em quaisquer níveis de tensão. Nesta resolução, Resolução Normativa n o 247, 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 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 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 n o 482 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 n o 77, através da Resolução Normativa n o 481 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 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 n o e regulamentado pelo Decreto n o 5025, 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 MW de energia produzidos por fontes eólicas, biomassa e pequenas centrais hidrelétricas, sendo 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 VALOR ECONÔMICO DA TECNOLOGIA ESPECÍFICA DA FONTE 83 FONTE: MME, 2004 Ao final da primeira chamada pública, realizada em outubro de 2004, foram contratados 2527,46 MW das três fontes, sendo MW de eólica, MW de PCHs e 327,46 MW de biomassa. Como mesmo através da segunda chamada pública a biomassa não atingiu a meta de 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 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 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 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 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 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 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 1 o 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 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 86 O 1 o 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 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 2 o 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 3 o 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 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 87 R$/MWh para PCHs e 122,69 R$/MWh para projetos eólicos. O preço médio global do certame, foi de 131,62 R$/MWh (MOLINARI FILHO, 2011). Também, em 2010 realizou-se o 2 o leilão de fontes alternativas, concomitantemente ao terceiro leilão de reserva, no dia 26 de agosto de O certame foi realizado para dois produtos simultâneos, um para PCHs, e outra para centrais eólicas e termelétricas a biomassa. Os contratos para o produto PCH tinham início de suprimento em janeiro de 2013 findando em dezembro de Os contratos de termelétricas a biomassa e projetos eólicos tinham início de suprimento em janeiro de 2013, e vigência de 20 anos, até dezembro de Os resultados demonstraram a contratação de 101 MW de potência através de PCHs, 1.519,6 MW de potência eólica e 65 MW de potência de termelétricas através de biomassa. Os preços de médios de contratação, na data base de negociação do certame, foram de 146,98 R$/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 4 o 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 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 Reino Unido Holanda Estados Unidos Brasil 1991 EFL - Feed-in Law Feed-in Tariffs Preço-fixo por tipo de tecnologia ($/kwh)- preço premium acima do valor da energia convencional EEG - Lei das Energias Renováveis Feed-in Tariffs 1990 NFFO- Non-Fossil Fuel Obligation Sistema de Leilão 2002 RO - Renewables Obligation Sistema de Cotas Certificados verdes 2010 CEC - Clean Energy Cashback 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. Chamada publica para uma determinada quantidade de energia renovável. A oferta mais barata ganhava o contrato. 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. 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 MAP - Acordos Voluntários Mercado voluntário de Certificados Acordos entre o governo e as empresas de energia para atender metas voluntárias. verdes 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) MEP - SDE - SDE+ Feed-in Tariffs Preço premium acima do valor da energia convencional PURPA - Public Utilities As empresas concessionárias de energia deveriam conectar e comprar energia elétrica de produtores Feed-in Tariffs Regulatory Policy Act independentes, cuja origem fosse renovável RPS - Renewable Portfolio Standard Sistemas de Cotas Certificados Verdes 1998 PBC - Public Benefits Funds Incentivos fiscais 2005 Net Metering Net Metering 2004 PROINFA Sistema de Cotas Feed-in Tariffs 2007 Leilões de energia Sistema de Leilão Leilões de Fontes alternativas e leilões de reserva Acesso à Micro e Minigeração distribuída Net Metering 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. 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. 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. Programa de incentivo às fontes alternativas de energia que prevê a contratação, por um determinado preço, de energia elétrica a partir destas fontes. Prevê o sistema de compensação de energia e delimita regras de conexão destes sistemas à rede local. FONTE: ELABORAÇÃO PRÓPRIA 89

90 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 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 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 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 94 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 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 n o 482 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 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 n o 0043/2010 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 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 n o 15/2010, 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 n o 0004/2011 (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 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 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 n o 0025/2011, 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

100 100 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 n o 414/10: 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.

101 101 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 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 n o 77/2004 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.

102 102 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 n o 0020/2012, com o objetivo de apresentar o resultado da análise das contribuições recebidas em Audiência Pública n o 42/2011, 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 n o 481 (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 n o 482, 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;

103 103 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 n o 482:

104 104 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.

105 105 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:

106 106 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

107 107 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.

108 108 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