análise da nova regulamentação de acesso ao sistema de distribuição pela micro e minigeração...

UNIVERSIDADE FEDERAL DO PARANÁ

DANUSA DEMBISKI

ANÁLISE DA NOVA REGULAMENTAÇÃO DE ACESSO AO SISTEMA DE

DISTRIBUIÇÃO PELA MICRO E MINIGERAÇÃO DISTRIBUÍDA COM FONTES

RENOVÁVEIS

CURITIBA

2012

DANUSA DEMBISKI

ANÁLISE DA NOVA REGULAMENTAÇÃO DE ACESSO AO SISTEMA DE

DISTRIBUIÇÃO PELA MICRO E MINIGERAÇÃO DISTRIBUÍDA COM FONTES

RENOVÁVEIS

Trabalho de Conclusão de Curso de Graduação, apresentado à disciplina TE105 - Projeto de Graduação, do Curso Superior de Engenharia Elétrica, do Departamento Acadêmico de Engenharia Elétrica, da Universidade Federal do Paraná – UFPR, como requisito para obtenção do título de Engenheira Eletricista. Orientador: Prof. Dr. Clodomiro Unsihuay-Vila

CURITIBA

2012

AGRADECIMENTOS

Aos meus pais, José Carlos Dembiski e Maria Odete Jorge Dembiski, e irmã,

Waleska Dembiski, pelo apoio e incentivo aos estudos durante toda minha formação

no curso de Engenharia Elétrica.

Ao meu orientador, Prof. Dr. Clodomiro Unsihuay-Vila, pela sua paciência,

orientação e amizade demonstradas durante a elaboração deste Trabalho de

Conclusão de Curso.

Ao Prof. Dr. Odilon Luís Tortelli e à Prof. Dra. Thelma S. Piazza Fernandes,

por terem aceitado o convite e, desta forma, terem participado da banca de

avaliação deste trabalho.

A todos os amigos que estiveram ao meu lado durante o período da

realização deste trabalho, em especial a minha amiga Carla da Costa Passos, com

os quais pude contar com a ajuda sempre que precisei.

“De tudo ficaram três coisas: A certeza de que estaremos sempre começando,

a certeza de que é preciso continuar e a certeza de que seremos interrompidos antes de terminar. Fazer da interrupção, um novo caminho;

fazer da queda, um passo de dança; do medo, uma ponte, da procura, um encontro.”

Fernando Sabino

RESUMO

A situação atual de incentivo à geração distribuída, e principalmente a inserção desta ao sistema de distribuição são assuntos que vem sendo altamente difundidos no mundo, com o objetivo de diminuir a geração concentrada geralmente, longe dos centros de carga, e com isso promover sistemas de maior eficiência energética, utilizando-se prioritariamente fontes renováveis de energia. As fontes renováveis têm se tornado atrativas nos últimos anos, e isso advêm do fato de ser um tipo de energia limpa, que pode ser gerada de forma descentralizada ou distribuída. Este trabalho tem como objetivo elaborar uma análise sobre a nova regulamentação de acesso ao sistema de distribuição por essas pequenas centrais geradoras com fontes renováveis de energia. Apresenta-se a conceituação da geração distribuída adequada à situação brasileira, analisam-se os marcos regulatórios nacionais e internacionais, apontam-se os incentivos e as barreiras mais discutidas que impactam a regulamentação de sua conexão com o sistema elétrico, fazendo-se assim um estudo comparativo com os sistemas utilizados no Brasil e no mundo. Finalmente foi analisada e discutida a recente Resolução Normativa 482/12, da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), que permite aos consumidores de energia a instalação de equipamentos para geração distribuída de pequeno porte.

Palavras-chave: Geração distribuída, instrumentos regulatórios, fontes renováveis de energia.

ABSTRACT

The current situation of incentive to distributed generation and its insertion in the distribution system has been evoking worldwide debates. Its main goal is to reduce centralized generation, which is often far from end users, as well as to foment systems with higher energetic efficiency, preferably from renewable energy sources. Over the past few years renewable sources have become attractive which results from the fact that they are clean and can be generated in a decentralized way. The purpose of this study is to formulate an analysis of the most recent regulation of the access of small power plants fuelled by renewable sources to the system. This has been done by presenting the most appropriate definition of distributed generation to Brazil, analyzing national and international regulatory marks, pointing out the most discussed incentives and restraints to the regulation of its connection to the Brazilian electrical system and comparing it with other systems around the globe. Finally, the Brazilian Electricity Regulatory Agency (ANEEL) Normative Resolution N. 482/12 which allows the consumers to install equipments for small distributed generation was analyzed and discussed.

Keywords: Distributed generation, regulatory instruments, renewable energy sources.

LISTA DE FIGURAS

FIGURA 1.1 – EVOLUÇÃO DA MATRIZ ELÉTRICA BRASILEIRA.....................................13

FIGURA 2.1 – CLASSIFICAÇÃO QUANTO A LOCALIZAÇÃO............................................19

FIGURA 2.2 – ESQUEMA DE UTILIZAÇÃO DE PAINÉIS FOTOVOLTAICOS...................22

FIGURA 2.3 – ESQUEMA DE UMA PCH.............................................................................26

FIGURA 3.1 – DIAGRAMA ESQUEMÁTICO DO SISTEMA NET METERING.....................33

FIGURA 3.2 – SISTEMA FEED-IN TARIFAS FIXAS............................................................37

FIGURA 3.3 – SISTEMA FEED-IN TARIFAS VARIADAS.....................................................38

FIGURA 3.4 – EFEITO DO PROGRESSO TECNOLÓGICO...............................................38

FIGURA 3.5 – REDUÇÃO DA TARIFA NO SISTEMA FEED-IN...........................................39

FIGURA 3.6 – CURVA DE CUSTOS MARGINAIS NO SISTEMA DE LEILÃO....................41

FIGURA 3.7 – EFEITO DO PROGRESSO TECNOLÓGICO NO SISTEMA DE

LEILÃO..........................................................................................................41

FIGURA 3.8 – CURVA DOS CUSTOS MARGINAIS NO SISTEMA DE COTAS.................43

FIGURA 3.9 – OPERAÇÃO NO MERCADO DE CERTIFICADOS VERDES.......................43

FIGURA 3.10 – LIMITAÇÃO DO DESENVOLVIMENTO TECNOLÓGICO............................44

FIGURA 3.11 – ATUAÇÃO DE SUBSÍDIOS PARA INVESTIMENTO NA CURVA DE

DEMANDA E NO DESLOCAMENTO DOS CUSTOS MARGINAIS.............46

FIGURA 3.12 – ATUAÇÃO DE INCENTIVOS FISCAIS NO ALARGAMENTO DA CURVA

DOS CUSTOS MARGINAIS E A CURVA DE DEMANDA............................47

FIGURA 4.1 – FUNCIONAMENTO DAS TARIFAS FEED-IN NA ALEMANHA....................53

FIGURA 4.2 – EVOLUÇÃO DA GERAÇÃO POR FONTES RENOVÁVEIS DE ENERGIA (E-

FER)..............................................................................................................54

FIGURA 4.3 – DESENVOLVIMENTO DAS FONTES DE ENERGIA RENOVÁVEL NA

ALEMANHA...................................................................................................56

FIGURA 4.4 – PARTICIPAÇÃO DOS DIVERSOS AGENTES NO NFFO............................58

FIGURA 4.5 – AGENTES PARTICIPANTES DA RO E SEUS RELACIONAMENTOS........61

FIGURA 4.6 – EVOLUÇÃO DAS FONTES RENOVÁVEIS..................................................62

FIGURA 4.7 – POLÍTICAS ESTADUAIS RPS NOS EUA.....................................................65

FIGURA 4.8 – CAPACIDADE ADICIONAL ANUAL DE FONTES RENOVÁVEIS NOS

EUA...............................................................................................................65

FIGURA 4.9 – GERAÇÃO POR FONTE NO GREEN LABEL..............................................69

FIGURA 4.10 – ECOTAXA E CERTIFICADOS VERDES.......................................................71

FIGURA 4.11 – COMPARAÇÃO ENTRE GERAÇÃO DENTRO DA HOLANDA E FORA.....72

FIGURA 4.12 – ARQUITETURA DO MEP.............................................................................73

FIGURA 4.13 – PARTICIPAÇÃO DAS FONTES RENOVÁVEIS NA HOLANDA EM 2010....75

FIGURA 4.14 – GERAÇÃO DE ENERGIA POR FONTE.......................................................76

FIGURA 4.15 – RESULTADOS DOS LEILÕES......................................................................88

FIGURA 4.16 – TIPOS DE POLÍTICAS EM FUNÇÃO DA MATURIDADE TECNOLÓGICA.92

FIGURA 4.17 – INCENTIVOS E A EVOLUÇÃO IDEAL.........................................................93

FIGURA 5.1 – REDUÇÃO DAS BARREIRAS REGULATÓRIAS PARA GD.........................96

FIGURA 5.2 – ACESSO AOS SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO.........................................104

FIGURA 5.3 – TIPOS DE CONTRATOS CELEBRADOS...................................................108

FIGURA 5.4 – PRAZO DO PROCESSO DE CONEXÃO...................................................108

LISTA DE TABELAS

TABELA 2.1 – MATRIZ ENERGÉTICA.................................................................................25

TABELA 2.2 – CLASSIFICAÇÃO QUANTO A POTENCIA INSTALADA E A QUEDA DE

PROJETO.....................................................................................................28

TABELA 3.1 – SIMULAÇÃO DE FATURAMENTO...............................................................34

TABELA 3.2 – INCENTIVOS PARA A GERAÇÃO DISTRIBUÍDA........................................48

TABELA 3.3 – COMPARATIVO DOS INCENTIVOS.............................................................49

TABELA 4.1 – RESULTADO DOS LEILÕES........................................................................59

TABELA 4.2 – COTAS ESTIPULADAS POR PERÍODO......................................................60

TABELA 4.3 – VALOR ECONÔMICO DA TECNOLOGIA ESPECÍFICA DA FONTE.........83

TABELA 4.4 – FONTES CONTEMPLADAS PELO PROINFA NA PRIMEIRA FASE............83

TABELA 4.5 – COMPARATIVO DOS MARCOS REGULATÓRIOS.....................................89

TABELA 5.1 – NÍVEIS DE TENSÃO PARA CONEXÃO DE MICRO E MINICENTRAIS

GERADORAS.............................................................................................106

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

SUMÁRIO

1 INTRODUÇÃO ....................................................................................................... 13

1.1 CONTEXTO ........................................................................................................ 13

1.2 OBJETIVOS ........................................................................................................ 14

1.3 JUSTIFICATIVA ................................................................................................... 15

1.4 ESTRUTURA DA MONOGRAFIA ....................................................................... 15

2 GERAÇÃO DISTRIBUÍDA ..................................................................................... 17

2.1 INTRODUÇÃO .................................................................................................... 17

2.2 CLASSIFICAÇÕES DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA ............................................. 18

2.3 SITUAÇÕES DE USO DA GERAÇÃO DISTRIBUIÇÃO ...................................... 20

2.4 VANTAGENS E DESVANTAGENS DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA ..................... 20

2.5 PRINCIPAIS TECNOLOGIAS DE GERAÇÃO DISTRIBUÍDA ............................. 21

2.5.1 FOTOVOLTAICA ....................................................................................... 22

2.5.2 EÓLICA ..................................................................................................... 23

2.5.3 PEQUENA CENTRAL HIDRELÉTRICA (PCH) ......................................... 25

2.6 MICRO E MINIGERAÇÃO DISTRIBUÍDA ........................................................... 28

2.7 CONSIDERAÇÕES FINAIS DO CAPÍTULO ....................................................... 30

3 POLÍTICAS REGULATÓRIAS, TARIFÁRIAS E DE INCENTIVO ÀS FONTES

RENOVÁVEIS DE ENERGIA .................................................................................... 31

3.1 INTRODUÇÃO .................................................................................................... 31

3.2 MECANISMOS DE INCENTIVO ......................................................................... 32

3.2.1 NET METERING – SISTEMA DE COMPENSAÇÃO DE ENERGIA .......... 32

3.2.2 FEED-IN TARIFFS – GARANTIA DE PREÇO AO PRODUTOR DE

ENERGIAS RENOVÁVEIS ................................................................................ 35

3.2.3 TENDER SYSTEM - SISTEMA DE LEILÕES ........................................... 40

3.2.4 SISTEMA DE COTAS COM CERTIFICADOS VERDES ........................... 42

3.2.5 SUBSÍDIOS/INCENTIVOS FINANCEIROS .............................................. 45

3.2.6 INCENTIVOS FISCAIS ............................................................................. 46


4 ESTUDO COMPARATIVO DOS MECANISMOS REGULATÓRIOS

EMPREGADOS EM ALGUNS PAÍSES NO FOMENTO AO USO DE FONTES

RENOVÁVEIS ........................................................................................................... 50

4.1 INTRODUÇÃO .................................................................................................... 50

4.2 MARCOS REGULATÓRIOS INTERNACIONAIS ................................................ 51

4.2.1 O CASO DA ALEMANHA .......................................................................... 51

4.2.2 O CASO DO REINO UNIDO ..................................................................... 57

4.2.3 O CASO DOS ESTADOS UNIDOS ........................................................... 62

4.2.4 O CASO DA HOLANDA ............................................................................ 67

4.3 MARCOS REGULATÓRIOS NACIONAIS ........................................................... 75

4.4 COMPARATIVO ENTRE OS MARCOS REGULATÓRIOS DE INCENTIVO ÀS

FONTES RENOVÁVEIS ........................................................................................... 88


5 NOVA REGULAMENTAÇÃO DE ACESSO À MICRO E MINIGERAÇÃO

DISTRIBUÍDA COM FONTES RENOVÁVEIS AO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO .. 95

5.1 INTRODUÇÃO .................................................................................................... 95

5.2 HISTÓRICO DE APROVAÇÃO DA NOVA REGULAMENTAÇÃO ....................... 96

5.3 ACESSO DE MICRO E MINIGERAÇÃO DISTRIBUÍDA AOS SISTEMAS DE

DISTRIBUIÇÃO ....................................................................................................... 104

5.4 CONSIDERAÇÕES FINAIS DO CAPÍTULO ..................................................... 108

6 CONCLUSÕES E TRABALHOS FUTUROS ....................................................... 111

6.1 CONSIDERAÇÕES FINAIS .............................................................................. 111

6.2 TRABALHOS FUTUROS .................................................................................. 113

REFERÊNCIAS ....................................................................................................... 114

13 1 INTRODUÇÃO

1.1 CONTEXTO

Cada vez mais se aumenta a preocupação com a escassez de combustíveis

fósseis, não só por parte do cidadão, mas também por parte da esfera empresarial e

do governo. Juntamente com estes fatores, inúmeras degradações ao meio

ambiente são verificadas por todo o planeta, provenientes destas formas de geração

de energia, não limpas. Além disso, o estilo de vida atual encontra-se fundamentado

na energia, e com isso o acesso a esta é essencial para o dia-a-dia de cada

cidadão. Sendo assim, torna-se necessário desenvolver uma segurança ao

abastecimento.

De acordo com a Figura 1.1 pode-se observar a evolução da matriz

energética e suas perspectivas.

FIGURA 1.1 – EVOLUÇÃO DA MATRIZ ELÉTRICA BRASILEIRA

FONTE: EPE, 2010

Como resposta à crescente necessidade energética, tem-se adotado

diferentes formas de produção de energia elétrica cada vez mais limpas e eficientes,

e a aposta nas energias renováveis são um bom exemplo dessas formas.

Ainda que algumas fontes tenham um desenvolvimento maior do que outras,

é essencial uma visão de planejamento energético integrado. É indiscutível a

importância das políticas, da legislação e de financiamentos para a viabilização

14 dessas fontes renováveis, levando-se em conta que a crise energética trouxe à tona

a vulnerabilidade do sistema de geração centralizada.

O conceito de geração distribuída, geralmente definida como aquela

conectada ou não ao sistema de distribuição ou na própria unidade consumidora, de

pequeno porte e localizada próxima ao centro de carga, vem sendo aplicado

atualmente, incentivando o aproveitamento de recursos renováveis locais, e

desenvolvendo o setor elétrico pelo lado da demanda.

A utilização destas instalações de menor dimensão, usando fontes

renováveis de energia não só permitem contribuir para a alteração da grande

dependência energética da geração convencional de grande porte, bem como

reduzir perdas de transporte na rede elétrica, aumentando a eficiência e a fiabilidade

do sistema.

Com esta evolução da geração distribuída, torna-se fundamental haver uma

maior abertura à conexão ao sistema elétrico para pequenas centrais geradoras de

energia ao lado da carga, motivando uma solução para o crescente desenvolvimento

do setor elétrico.

1.2 OBJETIVOS

A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), que tem por finalidade

regular e fiscalizar a produção, transmissão, distribuição e comercialização de

energia elétrica, aprovou recentemente (17/04/2012) a Resolução Normativa no482

para incentivar a geração distribuída de pequeno porte, que tem como finalidade

alavancar este tipo de geração no Brasil. Com esse panorama favorável e de

transição, esse trabalho apresenta como objetivo geral, uma análise desta nova

regulamentação, como sendo um novo estímulo ao desenvolvimento da geração

distribuída por fontes renováveis. Para se fazer esta análise, ainda foram estudados

alguns objetivos específicos com relação ao tema que mereciam ser discutidos,

como:

• Contextualizar geração distribuída e micro e minigeração distribuída no

Brasil;

15

• Fazer um estudo dos mecanismos de incentivo existentes para a

promoção das fontes renováveis;

• Elaborar um estudo comparativo das políticas de incentivo às fontes

renováveis, em outros países e no Brasil;

• Propor um conjunto de diretrizes visando o aprimoramento da nova

regulamentação de acesso ao sistema de distribuição pela micro e

minigeração distribuída.

1.3 JUSTIFICATIVA

Apesar de o Brasil possuir a maior matriz energética renovável do mundo,

ainda há uma grande carência com relação à exploração destes recursos

energéticos, pois as normas e leis são muito intrincadas, em comparação a outros

países.

Por esse motivo a aprovação da nova regulamentação de acesso ao sistema

de distribuição por centrais geradoras de pequeno porte torna-se um marco

regulatório importantíssimo que necessita ser estudado devido à grande relevância

do tema.

Esta nova regulamentação além de promover e incentivar uma maior

viabilização da implantação da geração distribuída de pequeno porte na rede,

poderá abrir portas também para a implementação futura das Redes Elétricas

Inteligentes (Smart Grids).

1.4 ESTRUTURA DA MONOGRAFIA

Esta monografia encontra-se dividida em seis capítulos. No primeiro capítulo

é apresentada uma contextualização do tema em estudo, os objetivos que se

pretende alcançar com este trabalho e a justificativa da relevância do tema

escolhido. No capítulo 2 é feita uma revisão bibliográfica a respeito da Geração

Distribuída (GD), seu conceito, tipos e benefícios ao sistema elétrico. No capítulo 3 é

16 elaborado um estudo dos vários incentivos existentes às fontes renováveis de

energia. No capítulo 4 é estudada a importância da regulamentação de incentivo às

fontes renováveis dentro de um país, mostrando o contexto da Alemanha, Reino

Unido, Estados Unidos e Holanda, e é realizada uma análise da legislação vigente

no Brasil, com a finalidade de se fazer um comparativo entre as regulamentações,

mostrando a situação energética brasileira e suas barreiras. No capítulo 5 é feito um

estudo da nova regulamentação de acesso à micro e minigeração distribuída com

fontes renováveis, com o intuito de propor um aperfeiçoamento para esta nova

resolução. Por fim o capítulo 6 é destinado à apresentação das conclusões e

possíveis propostas de trabalhos futuros.

17 2 GERAÇÃO DISTRIBUÍDA

2.1 INTRODUÇÃO

A concepção e instalação do primeiro sistema elétrico de potência data do

ano de 1880, quando Thomas Alva Edison projetou e construiu a estação de Pearl

Street Power na cidade de Nova Iorque. O sistema era muito pequeno, fornecendo

energia elétrica a, aproximadamente, 400 lâmpadas incandescentes de 83 W de

potência cada uma. A ideia teve logo enorme aceitação, sendo instalados sistemas

similares nas maiores cidades dos continentes. No entanto, essas pequenas centrais

possuíam uma característica em comum: sua disposição era próxima das cargas.

Isto é, em essência, o que hoje em dia chama-se geração distribuída ou

descentralizada de energia elétrica (ACKERMANN, 1999; GAS RESEARCH

INSTITUTE, 1999).

Segundo Turkson et al. (2001), não existe ainda um consenso quanto à

definição de geração distribuída (GD), embora características inerentes a este tipo

de geração possam ser identificadas como essenciais ao que a GD representa.

De acordo com o International Council on Large Electric Systems (CIGRE),

geração distribuída é a geração que não é planejada de modo centralizado, nem

despachada de forma centralizada, não havendo, portanto, um órgão que comande

as ações destas unidades de geração. Para o Institute of Electrical and Electronic

Engineers (IEEE), geração descentralizada é uma central de geração pequena o

suficiente para estar conectada a rede de distribuição e próxima do consumidor

(MALFA, 2002).

Através destas definições, pode-se generalizar que a GD é uma forma

estratégica de se instalar pequenas unidades geradoras (de poucos kW até algumas

dezenas de alguns MW) próximas aos consumidores de energia elétrica.

18 2.2 CLASSIFICAÇÕES DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA

Uma possível lista foi proposta por Ackermann et al. (2001) e discutida por

El-Khattam et al. (2004), em que estão incluídos alguns aspectos, como: o propósito;

a localização; a especificação da potência; a área de entrega da energia gerada; a

tecnologia; o impacto ambiental; o modo de operação; a propriedade; e o nível de

penetração. Dentre esses aspectos somente três deles foram considerados

relevantes para a definição de uma GD, os quais serão apresentados a seguir.

Quanto ao propósito é feita uma divisão em propósitos técnico de

engenharia, econômico, ambiental e social.

• Propósito técnico de engenharia: utilização de suporte energético ao

sistema elétrico para prover parte da energia requerida pelas cargas e para melhorar

o desempenho do sistema.

• Propósito econômico: utilização de reserva energética para garantir o

fornecimento de energia elétrica das cargas elétricas de uma instalação nos horários

em que a energia fornecida pela fonte convencional for mais cara.

• Propósito ambiental: substituição de geração poluente de energia

elétrica com o objetivo de reduzir ou eliminar a poluição ambiental.

• Propósito social: alimentação de cargas elétricas para as quais não há

a possibilidade de alimentação por meio de outra fonte de energia elétrica,

especialmente por rede elétrica convencional.

Quanto à localização, a maioria dos autores define GD como aquela

conectada ao lado da rede de distribuição, alguns autores também a incluem no lado

do consumidor e alguns a incluem até mesmo na rede de transmissão. Com essa

diversidade de opiniões, há a necessidade de se fazer uma distinção mais detalhada

entre sistema de transmissão e sistema de distribuição, como mostra a Figura 2.1 a

seguir.

19

FIGURA 2.1 – CLASSIFICAÇÃO QUANTO A LOCALIZAÇÃO

FONTE: SEVERINO et al., 2008

A classificação quanto à especificação de potência varia em cada

literatura, pois depende da definição sugerida em cada país. No Brasil é sugerida a

seguinte divisão (ANEEL, 2012c):

• Micro GD: potência instalada menor ou igual a 100 kW;

• Mini GD: potência instalada superior a 100 kW e menor ou igual a 1

MW;

• Limite para GD: potência instalada menor que 30 MW.

Quanto à fonte primária de energia, faz-se necessária a definição de

alguns termos utilizados.

• Fontes Alternativas de Energia: são fontes de energia relativamente

novas (no que se refere à exploração como fonte de energia elétrica), não utilizadas

tradicionalmente e que não produzem energia em grande escala, tais como solar,

eólica, células combustíveis, biomassa, etc. Cabe ressaltar que este conceito é

amplamente confundido com o conceito de fontes renováveis de energia. Somente

para diferenciá-los, consideram-se as centrais hidrelétricas de grande porte: elas são

renováveis, mas não são alternativas (SILVA, 2002).

• Fontes renováveis de energia: são aquelas que não queimam

combustível fóssil para produção de energia elétrica, não causando assim, um

20 grande dano ambiental, tais como: hídrica (produção de energia em hidrelétricas),

solar e eólica (SILVA, 2002).

Sua classificação quanto à fonte primária divide-se quanto à tradição

(tradicional ou alternativa), e quanto ao esgotamento (renovável ou não renovável).

2.3 SITUAÇÕES DE USO DA GERAÇÃO DISTRIBUIÇÃO

Levando em consideração todas as classificações apresentadas,

usualmente aplica-se GD quando estamos perante as seguintes situações (SANTOS

et al., 2008):

• Em zonas rurais e isoladas, onde existem encargos fixos

consideráveis de transporte e distribuição de energia, e onde investimentos iniciais

nos sistemas da rede são muitos dispendiosos e antieconômicos.

• Em zonas urbanas desenvolvidas, onde a rede tem dificuldade para

responder a novas solicitações de carga, e o custo de reforço da rede é muito

elevado, podendo a geração distribuída ser um investimento mais rentável.

• Para consumidores que precisam de níveis altos de qualidade no

fornecimento de energia, relacionada com a ausência de interrupções no

fornecimento e/ou na qualidade da onda, onde os parâmetros característicos devem

estar muito próximos dos valores nominais que os definem (frequência, sistema de

tensões entre fases equilibradas e formas de onda senoidais).

2.4 VANTAGENS E DESVANTAGENS DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA

Em comparação com a geração centralizada (GC), a geração distribuída

apresenta inúmeras vantagens.

A seguir destacam-se os principais benefícios (FARQUI, 2011):

• Redução na emissão de poluentes quando a tecnologia de GD utiliza

fontes renováveis ou substitui geração com maior impacto;

21

• Aumento da confiabilidade do sistema de distribuição;

• Aumento da elasticidade entre preços e demanda da energia elétrica;

• Postergação de investimentos em transmissão e distribuição;

• Possíveis reduções das perdas no sistema em função de sua

localização na rede;

• Melhoria na regulação de tensão;

• Redução dos terrenos necessários para implementação de centrais de

geração e linhas de transmissão e distribuição;

• Redução da dependência em relação à concessionária;

• Provisão de serviços ancilares.

Em contrapartida, os principais ônus associados são (FARQUI, 2011):

• Incentivos ou descontos para tecnologias de fontes renováveis;

• Custo de implementação para o produtor;

• Custos de manutenção periódica produtor;

• Custo de conexão produtor;

• Aumento do nível de curto circuito e possíveis efeitos associados na

rede.

2.5 PRINCIPAIS TECNOLOGIAS DE GERAÇÃO DISTRIBUÍDA

Existem diversas fontes primárias de energia e tecnologias passíveis de

serem utilizadas para a GD, que incluem: pequenas turbinas a gás, motores

recíprocos associados a geradores síncronos ou de indução, energia geotérmica,

pequenas centrais hidrelétricas (PCHs), energia eólica, energia solar-fotovoltaica,

energia solar-térmica, células a combustível, armazenamento em baterias,

capacitores, volantes de inércia e supercondutores, microturbinas a gás, cogeração,

heliotérmica, energia dos oceanos, energia das marés, energia das ondas, motores

stirling, turbinas a gás convencional, motores alternativos de combustão interna,

motores de combustão interna, gás natural, biomassa, biogás, biodiesel, hidrogênio

e, também, todos os sistemas híbridos que resultarem da combinação de mais de

uma das anteriores.

22 As fontes renováveis de energia, em função da baixa densidade energética,

são mais bem adaptadas para a geração distribuída do que para a geração

centralizada. Dessa forma, uma clara oportunidade para as fontes renováveis de

energia é identificada na tendência atual de maior dispersão das unidades de

geração elétrica.

A seguir serão apresentadas as principais tecnologias de GD, com base em

fontes renováveis de energia.

2.5.1 FOTOVOLTAICA

A energia solar fotovoltaica é obtida através da conversão direta da luz em

eletricidade (Efeito Fotovoltaico). Edmond Becquerel relatou este fenômeno em

1839, quando nos extremos de uma estrutura de matéria semicondutora surgiu o

aparecimento de uma diferença de potencial elétrico, devido à incidência de luz.

Seu princípio de funcionamento é simples, a célula fotovoltaica absorve a

energia luminosa produzindo eletricidade. Denomina-se efeito fotovoltaico essa

absorção dos fótons pelos elétrons dos átomos. Na Figura 2.2 é apresentado um

esquema da configuração mais simplificada de um sistema fotovoltaico conectado à

rede, onde se podem observar os dois equipamentos básicos do sistema, que é o

gerador fotovoltaico e o inversor CC/CA.

FIGURA 2.2 – ESQUEMA DE UTILIZAÇÃO DE PAINÉIS FOTOVOLTAICOS

FONTE: RODRÍGUEZ, 2002

No módulo fotovoltaico é onde acontece a transformação de energia

luminosa em energia elétrica. Essa transformação é realizada por células, de

23 material semicondutor, capazes de produzir corrente elétrica quando expostas à luz

solar; e o inversor é um dispositivo eletrônico responsável pela conversão da tensão

contínua, fornecida pelos módulos fotovoltaicos, em alternada.

Os principais tipos de células solares são apresentados a seguir:

• Células monocristalinas: representam a primeira geração de células

fotovoltaicas. São células de silício cristalino com rendimentos elétricos na ordem

dos 16%, sendo o mercado dominado (cerca de 90%) por este tipo de tecnologia. No

entanto as técnicas utilizadas na sua produção são complexas e caras, pois

apresentam necessidades energéticas muito elevadas na sua fabricação, devido à

exigência de utilização de materiais em estado muito puro e com uma estrutura de

cristal perfeita. Habitualmente o tempo de vida útil desta tecnologia é de 20 anos

(CEEETA, 2001; JOYCE, 2007).

• Células policristalinas: são idênticas as primeiras, mas apresentam

rendimentos inferiores (cerca de 11 a 13%), visto que não necessitam de uma

elevada perfeição dos cristais durante a sua fabricação, apresentando por isso um

custo de produção inferior (CEEETA, 2001).

• Células de silício amorfo: são consideradas de segunda geração, tendo

uma participação de cerca de 10% do mercado de células fotovoltaicas. Uma grande

vantagem deste tipo de células é o fato de serem formadas por películas muito finas

sobre substratos rígidos, o que permite a sua utilização como material de

construção, tirando ainda o proveito energético. No entanto, os seus rendimentos

elétricos são mais baixos, na ordem dos 8 a 10% (JOYCE, 2007).

2.5.2 EÓLICA

A utilização desta forma de energia não é recente na história da

humanidade, tendo sido amplamente utilizada em embarcações como a caravela e

em moinhos de vento, entretanto, a produção de energia elétrica a partir da força

dos ventos, iniciou-se apenas no século XX. Posteriormente, essa nova forma de

geração de energia ganhou evidencia, e começou a ser alavancada com a chegada

24 da Segunda Guerra Mundial, e a necessidade de economia dos combustíveis

fósseis.

Os aerogeradores comuns são constituídos basicamente por um rotor, ao

qual estão acopladas as pás, uma torre de suporte e uma cabine no qual se

encontra o gerador e outros dispositivos. Além dos componentes principais, os

aerogeradores são compostos por um sensor de direção, o qual tem como

funcionalidade girar as pás no sentido de apanhar o vento pela frente e obter o

máximo rendimento. Para que o sensor de direção funcione corretamente, é

necessária a presença de dois dispositivos: um anemômetro e um medidor de

direção de vento, que servem, respectivamente, para medir a velocidade e a direção

do vento (MOREIRA, 2010).

O princípio de funcionamento dos aero geradores atuais é aproveitar o fluxo

de ar que passa pelas pás para provocar a rotação do eixo, devido às forças de

empuxo e arrasto. As pás da turbina são conformadas, de modo que elas possam

sempre apresentar um ângulo que maximiza a relação ideal da força de

empuxo/arrasto (DRIEMEIER, 2009).

Os aerogeradores costumam ser classificados pela posição do eixo do seu

rotor, que pode ser vertical ou horizontal, tendo cada um suas vantagens e

desvantagens, como segue:

• Horizontal: necessita de mecanismo que permita o posicionamento do

eixo do rotor em relação à direção do vento, para um melhor aproveitamento global

(DRIEMEIER, 2009).

• Vertical: a principal vantagem das turbinas de eixo vertical é não

necessitar de mecanismo de direcionamento, porém tem menor rendimento e sofre

com problemas de vibração (DRIEMEIER, 2009).

Uma grande vantagem das centrais eólicas em relação às usinas

hidrelétricas é que quase toda a área ocupada pela central eólica pode ser utilizada

como, por exemplo, para a agricultura, pecuária, etc., ou preservada como habitat

natural. Apesar de todas as vantagens, a implantação de usinas eólicas apresenta

alguns problemas, tais como: o custo inicial das turbinas, que ainda é maior do que o

das energias convencionais; problemas ambientais advindos do barulho produzido e

matança de pássaros; a incerteza da força do vento no decorrer do dia, que pode

causar problemas na entrega de energia elétrica.

25 2.5.3 PEQUENA CENTRAL HIDRELÉTRICA (PCH)

Alguns consideram as pequenas centrais hidrelétricas como à volta ao

sistema antigo de geração de energia através de fontes hidrelétricas, pois as

primeiras usinas hidrelétricas existentes produziam somente alguns kW de energia

elétrica. A retomada do interesse pelas Pequenas Centrais Hidrelétricas se deu com a

crise energética de abastecimento no final dos anos 90 e com a desverticalização das

concessionárias.

As Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCH) são consideradas pela Agência

Nacional de Energia Elétrica empreendimentos com potencial superior a 1.000 kW (1

MW) e igual ou inferior a 30.000 kW (30 MW), e com área total de reservatório igual

ou inferior a 3 km2 (ANEEL, 2003).

Esta forma de geração distribuída apresenta um pouco mais de 3% de

geração hidrelétrica presente no Brasil, como mostra a Tabela 2.1.

TABELA 2.1 – MATRIZ ENERGÉTICA

Empreendimentos em Operação

Tipo Quantidade Potência

Outorgada (kW) Potência

Fiscalizada (kW) %

Central Geradora Hidrelétrica (CGH) 384 230.240 228.549 0,19 Central Geradora Eólica(EOL) 76 1.639.338 1.543.042 1,3 Pequena Central Hidrelétrica (PCH) 430 4.106.731 4.007.075 3,39

Central Geradora Solar Fotovoltaica (UFV) 8 5.494 1.494 0 Usina Hidrelétrica de Energia (UHE) 185 81.970.291 78.676.984 66,53 Usina Termelétrica de Energia (UTE) 1.557 33.041.786 31.801.933 26,89 Usina Termonuclear (UTN) 2 1.990.000 2.007.000 1,7 Total 2.642 122.983.880 118.266.077 100

FONTE: ELABORAÇÃO PRÓPRIA

As instalações típicas de uma PCH são formadas pelas estruturas a seguir

listadas:

• Barragem: estrutura construída no leito do rio, que tem por finalidade

elevar e regularizar o nível da água para facilitar a captação.

• Tomada d’água: estrutura geralmente instalada junto à barragem, que

tem como função captar a água que será conduzida às turbinas.

• Canal de Adução: é um canal que liga a tomada d'água até a câmara

de carga. Eventualmente pode ser substituído por uma tubulação de baixa pressão.

26

• Câmara de carga: estrutura que tem por finalidade abastecer a

Tubulação Forçada, amortecendo as alterações próprias da operação da PCH.

Quando o Canal de Adução é substituído pela tubulação de baixa pressão, é comum

termos a Chaminé de Equilíbrio no lugar da Câmara da Carga.

• Tubulação forçada: tubulação, geralmente construída em ação ou

compostos de fibra de vidro reforçado, que tem por finalidade conduzir a água sob

pressão até as turbinas.

• Casa de máquinas ou de força: construção próxima às margens do rio

que tem como finalidade abrigar os equipamentos eletromecânicos, eletrônicos e a

sala de operação da PCH.

• Turbina: equipamento mecânico que tem por finalidade transformar o

jato de água em movimento de rotação num eixo ligado ao gerador.

• Gerador: equipamento elétrico que tem por finalidade transformar o

movimento de rotação mecânico em energia elétrica.

• Canal de fuga ou de restituição: sua função é devolver a água utilizada

na geração ao leito natural do rio.

A Figura 2.3 mostra o esquema simples de uma pequena central hidrelétrica.

FIGURA 2.3 – ESQUEMA DE UMA PCH

FONTE: ANEEL, 2008

As pequenas centrais hidrelétricas podem ser classificadas quanto a sua

capacidade de regularização, ao sistema de adução, à potência instalada e à queda

do projeto.

• CENTRAIS QUANTO À CAPACIDADE DE REGULARIZAÇÃO

27 a) PCH a Fio d’Água: quando as vazões de estiagem do rio são

iguais ou maiores que as descargas necessárias à potência a ser instalada para

atender a demanda máxima prevista. Ou seja, o volume de água armazenado no

reservatório não é suficiente para garantir a operação no período de interesse

(SANTOS, 2003).

b) PCH de Acumulação, com Regularização Diária do Reservatório:

esse tipo de PCH é empregado quando as vazões de estiagem do rio são inferiores

à necessária para fornecer a potência para suprir a demanda máxima diária do

mercado consumidor, e que ocorrem com risco superior ao adotado no projeto.

Dependendo das tarifas de venda de energia elétrica, a operação da central, apenas

no período de ponta, pode viabilizar um empreendimento que não o seria se

operasse ao longo de todo o tempo (SANTOS, 2003).

c) PCH de Acumulação, com Regularização Mensal do

Reservatório: quando o projeto de uma PCH considera dados de vazões médias

mensais no seu dimensionamento energético, analisando as vazões de estiagem

médias mensais, pressupõe-se uma regularização mensal das vazões médias

diárias, promovidas pelo reservatório (SANTOS, 2003).

• CENTRAIS QUANTO AO SISTEMA DE ADUÇÃO

a) Adução em baixa pressão com escoamento livre em canal:

quando se emprega canal de adução o elemento de transição entre o canal e o

conduto de alta pressão é a câmara de carga. Neste caso a relação entre o

comprimento do conduto forçado e o desnível correspondente é superior a 5. Esta

relação é orientativa e reflete a segurança da central quanto ao transitório hidráulico

(SANTOS, 2003).

b) Adução em baixa pressão o por meio de tubulação ou túnel:

como regra geral, quando o comprimento do conduto forçado for superior a cinco

vezes a desnível correspondente utiliza-se a chaminé de equilíbrio para atenuar o

transitório hidráulico que ocorre em caso de fechamento rápido da válvula. Neste

caso a chaminé de equilíbrio promove a interface entre os condutos de baixa e alta

pressão (SANTOS, 2003).

• CENTRAIS QUANTO À POTÊNCIA INSTALADA E QUANTO À QUEDA

DE PROJETO

28 De acordo com o Manual de Projeto Básico de Pequenas centrais

hidrelétricas da Eletrobrás, a potência instalada e a queda do projeto são

classificadas na Tabela 2.2:

TABELA 2.2 – CLASSIFICAÇÃO QUANTO A POTENCIA INSTALADA E A QUEDA DE PROJETO

CLASSIFICAÇÃO POTÊNCIA - P QUEDA DE PROJETO - Hd (m)

DAS CENTRAIS (kW) BAIXA MÉDIA ALTA

MICRO P < 100 Hd < 15 15 < Hd < 50 Hd > 50

MINI 100 < P < 1.000 Hd < 20 20 < Hd < 100 Hd > 100

PEQUENAS 1.000 < P <

30.000

Hd < 25 25 < Hd < 130 Hd > 130

FONTE: ELETROBRÁS, 2000

Algumas das vantagens que incentivam o investimento em uma PCH no

Brasil são, por exemplo: o custo acessível, o menor prazo de implementação e

manutenção do investimento; facilidades oferecidas pela legislação; e,

disponibilidade de tecnologias eficientes

As PCHs oferecem economia em matéria de investimentos relacionados à

transmissão, redução de perdas de transmissão e auxiliam na estabilidade do

serviço de energia elétrica, por possuírem pequeno porte e serem integradas ao

sistema elétrico local. Estes projetos produzem pequeno impacto ambiental, por

alagar uma pequena área em comparação às grandes centrais. Essa condição

proporciona agilidade no processo de licenciamento ambiental, visto que este é o

maior obstáculo dos empreendimentos hidrelétricos.

2.6 MICRO E MINIGERAÇÃO DISTRIBUÍDA

A produção descentralizada de energia é caracterizada pela sua geração de

energia em pequena escala. Este conceito não é novo, pois os primeiros centros de

produção de eletricidade foram desenvolvidos segundo esta perspectiva.

As primeiras centrais elétricas forneciam energia apenas aos clientes

próximos da fonte de produção, e as primeiras redes de distribuição funcionavam em

29 corrente contínua, sendo o nível de tensão na rede limitado, bem como a distância

entre a fonte de produção, e o consumidor. A gestão entre o fornecimento de

eletricidade e as necessidades dos consumidores era realizada por meio de

armazenamento de energia, como baterias, que estavam diretamente ligadas à rede

em corrente contínua (WADE, 2007).

Este conceito foi deixado de lado com o surgimento das novas tecnologias e

das redes elétricas em corrente alternada, que proporcionaram o transporte de

energia elétrica até maiores distâncias, proporcionando a evolução da geração

centralizada. Na última década, com os avanços da tecnologia, na área da produção

elétrica, e devido à mudança econômica da energia e questões ambientais, tem

havido um novo interesse na produção descentralizada de pequena escala. Além

disso, a produção de energia elétrica através de instalações de pequena escala,

utilizando fontes renováveis de energia, ou processos de conversão de elevada

eficiência energética, pode contribuir para uma alteração do panorama energético

nacional.

Para a ANEEL (2012c), a microgeração distribuída é a central geradora de

energia elétrica, com potência instalada menor ou igual a 100 kW, que utilize fonte

incentivada de energia, ou seja, fontes de energias renováveis como solar, eólica,

biomassa, hídrica ou cogeração qualificada, e que seja conectada na rede de baixa

tensão da distribuidora, através de instalações de unidades consumidoras; e a

minigeração distribuída, é a central geradora de energia elétrica, com potência

instalada superior a 100 kW e menor ou igual a 1 MW, que utilize fontes incentivadas

de energia, e que seja conectada diretamente na rede da distribuidora, em qualquer

tensão.

As tecnologias de micro e minigeração, do ponto de vista global reduzem os

investimentos em redes de transporte e distribuição, e têm maior valor se puderem

ser implementadas em curtos períodos de tempo, com riscos de investimento muitas

vezes menores. As tecnologias utilizadas mais frequentemente são os painéis

solares, microeólicas, microturbinas, microcentrais hidrelétricas ou outros tipos de

tecnologia (ELLERN et al., 2003).

A microgeração traz benefícios acrescidos em termos de redução das

perdas nas redes elétricas, com conseqüente redução de emissões de CO2, e

adiamento de investimentos no reforço das redes elétricas. Estes benefícios técnicos

30 traduzem-se em benefícios econômicos significativos para o operador da rede de

distribuição, que assim deve encarar este desafio como uma oportunidade para

aumentar a eficiência da sua atividade.

2.7 CONSIDERAÇÕES FINAIS DO CAPÍTULO

O Brasil, apesar de possuir um grande potencial energético alternativo,

precisa caminhar muito para que o uso deste potencial seja explorado e

desenvolvido. Caminhar no sentido de incentivar um ambiente regulatório, comercial

e técnico que facilite e promova a implantação da geração distribuída é essencial

para que a GD possa complementar a geração centralizada, minimizando, portanto,

as perdas e aumentando a confiabilidade do Sistema Elétrico.

Com efeito, esta crescente demanda de energia resultante da exploração de

fontes primárias mais distantes dos centros de consumo tem induzido a busca por

fontes alternativas e/ou renováveis para produção de energia, como fontes eólicas,

solar, hidráulicas, entre outras.

A integração das tecnologias de mini e microgeração no sistema elétrico

nacional é uma das possíveis estratégias a adotar com o objetivo de melhorar o

desempenho energético e ambiental do país. As aplicações destas tecnologias, mais

eficientes e limpas, nos países em desenvolvimento, podem contribuir positivamente

tanto em questões sócio-econômicas como ambientais.

No Capítulo 3 a seguir é elaborado um estudo dos vários incentivos

existentes às fontes renováveis de energia.

31 3 POLÍTICAS REGULATÓRIAS, TARIFÁRIAS E DE INCENTIVO ÀS FONTES

RENOVÁVEIS DE ENERGIA

3.1 INTRODUÇÃO

O desenvolvimento da geração descentralizada de energia elétrica necessita

de políticas específicas para que diversas barreiras, que impedem sua integração no

mercado convencional, sejam superadas, e por fim, integradas como alternativa ao

sistema energético convencional. Cada país adota uma ou várias políticas de

incentivo, de acordo com seu desenvolvimento em tecnologias, economia, fatores

geográficos, entre outros.

Com o passar dos anos esses incentivos vão sendo aprimorados e inseridos

no sistema, com o intuito de fomentar a geração distribuída. O grande desafio do

setor elétrico brasileiro é garantir a oferta contínua de energia que garanta o

crescimento sustentado da economia, sem perder a tradição no incentivo às fontes

limpas de geração. A composição da matriz energética no Brasil lhe garante um

posicionamento estratégico importante nas discussões internacionais sobre

mudança do clima. O país não deve, portanto, perder o foco na sua vocação de

utilização de sistemas limpos de produção de energia.

Além de promover a diversificação da matriz energética, reduzindo o risco

hidrológico, o uso de diversos tipos de fontes renováveis abre também, enormes

expectativas de ampliação do atendimento dos serviços de energia elétrica a

comunidades isoladas. São regiões onde a extensão da rede ainda é inviável,

adotando-se soluções de cunho regional, mediante o aproveitamento econômico dos

insumos disponíveis e das tecnologias aplicáveis.

Logo, o Brasil deve buscar mecanismos que incentivem o uso de tecnologias

que utilizem fontes renováveis de energia na geração distribuída de eletricidade.

Sendo um país de grande diversidade climática, a utilização dessas energias em

grande escala, torna-se plenamente viável.

32 3.2 MECANISMOS DE INCENTIVO

A viabilidade da interconexão da geração distribuída passa pelo estudo das

barreiras à sua utilização, confrontando-se com os mais diversos incentivos ao seu

desenvolvimento. O uso desses sistemas reflete as estratégias que cada país adota

para fomentar as fontes renováveis dentro do contexto de competitividade, ou não,

inserido nos seus respectivos setores elétricos.

De acordo com Lamy et al. (2002) as fontes renováveis de energia

enfrentam dois principais obstáculos que justificam a intervenção pública. O primeiro

refere-se ao preço da eletricidade no mercado, que não representa o custo real de

produção da eletricidade, uma vez que não considera os custos inerentes ao

controle da poluição provocada por combustíveis fósseis e os benefícios ambientais

da geração a partir de fontes renováveis, eliminando assim qualquer vantagem

comparativa das mesmas. O segundo remarca o estágio ainda imaturo de

desenvolvimento tecnológico das fontes alternativas, o que impossibilita uma

competição direta no mercado com a tecnologia de fontes convencionais e reforça a

necessidade de se incentivar de forma apropriada o processo de aprendizagem

tecnológico através de políticas específicas para que a barreira dos elevados custos

iniciais (uma das principais características das inovações tecnológicas) seja

superada.

3.2.1 NET METERING – SISTEMA DE COMPENSAÇÃO DE ENERGIA

O net metering, ou também conhecido como o sistema de compensação de

energia, é uma medida especial e uma modalidade de faturamento entre uma

companhia de utilidade pública e consumidores que optam por instalar sistemas de

geração de energia renovável, como turbinas eólicas e painéis fotovoltaicos e

interligá-los à rede de distribuição de energia. O net metering incentiva o

desenvolvimento de pequenos sistemas de energia renovável, proporcionando maior

economia aos consumidores. Também garante que os consumidores tenham uma

33 fonte confiável de energia de sua companhia de utilidade pública quando seus

geradores de energia renovável não estão produzindo energia (AmerenUE, 2010).

Esta forma de tarifação permite ao consumidor compensar seu consumo de

eletricidade com a sua geração própria num período determinado (geralmente de um

ano), sem levar em consideração o período de consumo ou de geração de energia.

Para o caso de a geração não estar conectada a rede de energia, existe a

opção de adicionar baterias ao sistema para economizar a energia excedente para

mais tarde, quando a procura exceder a oferta de energia do sistema. Porém os

sistemas de baterias são grandes, caros e devem ter manutenção regular

(WILLIAMSON, 2008).

Pelo motivo apresentado anteriormente, é mais vantajoso ao consumidor

que possui uma pequena central geradora, instalar o sistema net metering em sua

propriedade. Seu equipamento de medição deverá estar conectado ao sistema de

fornecimento de energia elétrica da concessionária de distribuição local, e através

disso, a rede servirá como uma espécie de sistema de bateria ao consumidor,

economizando assim, um gasto com a compra e manutenção de um sistema de

baterias. A Figura 3.1 mostra um diagrama esquemático de um sistema net

metering.

FIGURA 3.1 – DIAGRAMA ESQUEMÁTICO DO SISTEMA NET METERING

FONTE: SOLARTEK, 2012

34 Sempre que o equipamento gerador produzir mais eletricidade do que o

consumidor necessita, a eletricidade extra fluirá para trás através do medidor,

fazendo-o girar em sentido inverso. Esta medição reversa, que é possível através do

medidor bidirecional, pode resultar numa leitura inferior mensalmente pela

concessionária de energia elétrica, e consequentemente numa redução da fatura de

energia elétrica.

O investimento em energia renovável para atender uma parte da demanda

própria de eletricidade reduz a necessidade de energia elétrica tradicional, ao

mesmo tempo em que melhora a confiabilidade da eletricidade durante períodos de

alto consumo. Programas de net metering servem como um incentivo importante

para os consumidores que investem em recursos renováveis, como energia solar ou

eólica, e pode fornecer uma opção para reduzir as contas de eletricidade (OCC,

2009).

Toma-se como exemplo o consumo residencial apresentado na Tabela 3.1,

onde é mostrado o comparativo entre a fatura com GD e sem GD.

TABELA 3.1 – SIMULAÇÃO DE FATURAMENTO

FONTE: ANEEL, 2011b

Conforme ilustrado na Tabela 3.1, o consumidor pagaria, na maior parte do

ano, apenas o custo de disponibilidade de energia, que depende de cada

concessionária, pois a geração é superior ao consumo da instalação, gerando

créditos em kWh. Para os meses seguintes, haveria uma redução significativa da

fatura mensal. Dessa forma, a economia proporcionada pelo Sistema de

35 Compensação de Energia torna-se um importante fator para viabilizar

economicamente o investimento do consumidor em geração distribuída.

As diretrizes regulatórias do net metering continuam em evolução e se

tornam mais sofisticadas na medida em que as novas disposições contemplem

questões como geração líquida em excesso, propriedade de crédito de energia

renovável e sistemas comunitários. Este mecanismo regulatório representa um

mecanismo simples, de fácil administração e de baixo custo para encorajar

investimentos dos consumidores em tecnologias emergentes para auto-suficiência

energética. Do ponto de vista do consumidor, esta forma de contratação tem efeitos

diretos, como o apresentado anteriormente na fatura de energia que sofreu uma

redução. Do lado da concessionária, o fato de ter sistemas de geração distribuída,

contribui para melhorar o seu perfil de distribuição de tensão, o fator de carga, além

de evitar as perdas na transmissão e distribuição.

3.2.2 FEED-IN TARIFFS – GARANTIA DE PREÇO AO PRODUTOR DE ENERGIAS

RENOVÁVEIS

As tarifas feed-in são cada vez mais reconhecidas como um tipo de política

eficiente para se promover energias renováveis: trata-se de um mecanismo que

garante que o produtor de energias renováveis possa vender energia a um preço

fixo garantido por contrato, por um período de tempo determinado (geralmente 5, 10,

15 ou 20 anos). Cerca de 50 países possuem algum tipo de tarifa feed-in.

O principal objetivo do incentivo através do Feed-in Tariffs – FIT é garantir

que uma determinada tecnologia seja segura e rentável ao produtor, isso porque, as

tecnologias que requerem mecanismos de incentivo são geralmente mais caras em

relação às grandes plantas de geração (usinas termelétricas e hidrelétricas), tanto

no investimento para implantação desses geradores quanto à energia gerada.

De acordo com WFC (2007), para o desenvolvimento do FiT se faz

necessário conhecer os 3 estágios, que são:

1. Devem-se avaliar os potenciais locais quanto aos recursos existentes e

circunstâncias geográficas; condições prévias para o desenvolvimento tecnológico; o

36 ambiente político; determinar a taxa de aumento das novas tecnologias em relação

ao “mix” de tecnologias no país; conhecer e comparar políticas semelhantes e que

deram certo em outros países.

2. Encontrar parceiros para ajudar a alavancar os processos políticos, desde

que independentes da indústria de geração convencional de energia e garantir que

estejam prontos para argumentar contra eles. Assegurar que o governo esteja

interessado em desenvolver novas tecnologias ao garantir tal mecanismo, sabendo

que a indústria de geração convencional não esteja influenciando negativamente na

tomada de decisões.

3. Iniciar tal política com um regulamento simples e ao passo do tempo

alterá-la se necessário, portanto, é importante acompanhar o processo no âmbito da

regulação, com o intuito de verificar se as metas e objetivos estão sendo cumpridos.

Além disso, monitorar e ajustar as tarifas, a fim de controlar uma possível expansão

dos custos, garantindo assim um correto pagamento para cada tecnologia, para que

se alcance o grau de amadurecimento esperado.

A determinação das tarifas no sistema Feed-In pode ser estabelecida em um

período mais longo ou através de ajustes periódicos, para manter uma maior

flexibilidade ao longo do tempo A importância dada às tarifas estabelecidas no

sistema Feed-In estará fortemente relacionada com os critérios que cada país dará a

sua política de incentivos às fontes alternativas de energia de geração renovável,

critérios estes que englobam fatores tecnológicos, econômicos, políticos,

estratégicos, entre outros.

• Tarifa uniforme: o caso mais simples do sistema Feed-In é com as

tarifas fixas, como pode ser observado na Figura 3.2.

37

FIGURA 3.2 – SISTEMA FEED-IN TARIFAS FIXAS

FONTE: FINON et al., 2002

Neste caso a curva de custo marginal (Cm) do produtor é inferior à tarifa

estabelecida pelo governo. O fato de esta tarifa pré-estabelecida pelo governo ser

maior, pode acarretar numa busca pelo empreendedor de obter um custo marginal

ainda mais inferior ao da tarifa, auferindo um ganho maior do que aqueles que

tiverem o seu custo marginal igual ao da tarifa. Portanto, a fixação da tarifa é um

procedimento que pode incentivar a redução dos custos e o investimento em

pesquisa e desenvolvimento, mas só ocorrerá, de fato, se houver o interesse do

empreendedor. O diferencial ganho pelo produtor é caracterizado pela área (cAp)

que está entre a curva dos custos marginais e a tarifa p.

• Taxa variável: em localidades onde há condições favoráveis ao

desenvolvimento de recursos renováveis, não é necessário um investimento tão

grande por parte do governo ao estabelecer a tarifa, então é adotado um sistema de

tarifas variáveis, tais como a Figura 3.3.

38

FIGURA 3.3 – SISTEMA FEED-IN TARIFAS VARIADAS


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


Ou seja, para uma mesma tarifa p0 o produtor deixa de produzir q0* e passa

a produzir uma quantidade maior qt*. Assim, no caso de uma tarifa fixa de

alimentação o produtor pode garantir uma renda extra, representada pela área

39 (ADBC), que somada à renda inicial do produtor, representada pela área (cAp0),

garante um benefício total maior, representado pela área (cDp0).

Um dos fatores deste sistema ser criticado é que a sociedade acaba sendo

onerada, pois estes preços são custeados por todos os consumidores de energia

elétrica, então a solução adotada estaria na adoção de tarifas decrescentes ao

sistema, conforme mostrado na Figura 3.5.

FIGURA 3.5 – REDUÇÃO DA TARIFA NO SISTEMA FEED-IN


Contudo, conforme mostra a Figura 3.5, diante da curva Cmet a tarifa

necessária para obter a mesma quantidade de energia q0* passa a ser pt e não mais

p0. Porém, o regulador não tem informações suficientes para precisar o

desenvolvimento tecnológico e, por isso, estabelece uma nova tarifa pet com base

em uma curva de custos marginais que antecipa a evolução tecnológica (Cmat),

sendo esta diferente da curva de custos marginais efetiva (Cmet). Assim, a

quantidade produzida será qt*, valor superior ao q0* previsto pelo regulador. Ou seja,

ainda com o estabelecimento de tarifas decrescentes, os produtores no mecanismo

feed-in tariff conseguem adquirir uma renda extra através do desenvolvimento

tecnológico, mas, neste caso, há um decréscimo no ônus dos consumidores, que

pode ser visualizado pela área (p0DEpet).

Os benefícios excedentes de cada produtor devido a uma redução da tarifa

do sistema Feed-In definida por uma curva de custos marginais antecipada é dada

pela área (cEpet). Este sistema apresenta uma grande vantagem ao apresentar um

melhor equilíbrio entre dois efeitos do progresso tecnológico.

40 Este sistema agrega em si duas grandes vantagens: a primeira está na

redução do impacto pago pelo consumidor e a segunda (que ocorre ao mesmo

tempo em que a primeira) está na renda extra que produtores inovadores podem

obter.

3.2.3 TENDER SYSTEM - SISTEMA DE LEILÕES

O sistema de leilão consiste na determinação feita pelo governo, da quantia

de energia que será leiloada, advinda de produtores de fontes alternativas de

energia de geração renovável. Os produtores concorrem entre - si para ganhar os

contratos, ou ainda, para receber do governo um subsídio de um fundo administrado

pelo setor.

O regulador define as reservas de mercado para um dado montante e

organiza o processo de competição. O certame se inicia com a publicação destas

regras e, posteriormente, o órgão responsável promove as chamadas públicas para

o recebimento das propostas contendo o valor dos lances de tarifa dados pelos

interessados. Vencem o procedimento as propostas que tiverem os menores lances

em ordem crescente até que seja completada a quantia de energia que foi pré-fixada

no início.

As concessionárias de energia elétrica ficam obrigadas a pagar aos

produtores participantes do leilão o montante de energia gerada pela tarifa definida

no leilão. Para cada gerador de energia renovável selecionado é feito um contrato de

longo prazo garantindo o pagamento da energia gerada com base no preço final do

leilão.

A Figura 3.6 apresenta curvas de custos marginais formadas a partir do

processo de leilão. Na curva Cm, para alcançar a quantidade de energia desejada

(qobj) são apresentadas, em rodadas sucessivas, durante o leilão, as quantidades q1,

q2-q1, q3-q2, qobj-q3 ao preço máximo p1, p2, p3 e p4, respectivamente.

41

FIGURA 3.6 – CURVA DE CUSTOS MARGINAIS NO SISTEMA DE LEILÃO


Com as rodadas sucessivas no procedimento licitatório, estas seguem a

tendência de diminuição da tarifa a ser paga, pois se toma como preceito que a cada

nova rodada de leilão terá ocorrido um ganho de conhecimento tecnológico e,

conseqüentemente, a redução do custo, que se expressa na redução da tarifa, o que

é mostrado na Figura 3.7. Este processo cancela automaticamente o potencial de

renda extra proveniente do desenvolvimento tecnológico (DUTRA, 2007).

.

FIGURA 3.7 – EFEITO DO PROGRESSO TECNOLÓGICO NO SISTEMA DE LEILÃO FONTE: FINON et al., 2002

Para Menanteau et al. (2001), no Sistema de Leilão as margens de lucro dos

empreendedores são relativamente reduzidas, pois o critério adotado para vencer o

leilão é o de menor tarifa. O balanço entre os riscos envolvidos e os lucros

esperados é uma desvantagem do leilão tornando-o pouco atrativo para alguns

investidores. No entanto, fica claro que, se o objetivo for estimular novos

42 investidores a atuarem em um mercado ainda pouco competitivo, como das energias

renováveis alternativas, deverão ser estipulados em cada leilão preços-teto de

tarifas adequadas para esses atores, sem onerar de forma exorbitante os

consumidores que arcarão com a conta.

3.2.4 SISTEMA DE COTAS COM CERTIFICADOS VERDES

No Sistema de Cotas o governo estabelece uma porcentagem de energia

renovável que deve ser fornecida pelas empresas de energia (concessionárias

distribuidoras) aos consumidores finais. Para que a meta seja alcançada, a empresa

pode produzir fisicamente a energia; comprar a energia de um gerador, que

fornecerá juntamente os certificados verdes; ou através da aquisição de certificados

verdes de um gerador específico, cuja geração já tenha cumprido a meta exigida ou

cuja distribuidora possua excedente de geração.

Em geral, os certificados são emitidos por geradores de energia renovável

que se beneficiam de duas maneiras pela geração de origem renovável: vendendo a

energia gerada para a rede ao preço de mercado, ou através da venda de

certificados no mercado de certificados verdes (FINON et al., 2002).

O ponto de equilíbrio A, mostrado na Figura 3.8, em um mercado de

certificados verdes está situado na intersecção entre a curva de demanda definida

pela cota qobj e pela oferta, representada pela curva de custos marginais (Cm). A

cota qobj é desta forma, representada no mercado de certificados verdes pelo preço

de equilíbrio p. A renda extra alocada aos produtores é equivalente a área (cAp)

(DUTRA, 2007).

A Figura 3.8 mostra a curva dos custos marginais no sistema de cotas.

43

FIGURA 3.8 – CURVA DOS CUSTOS MARGINAIS NO SISTEMA DE COTAS


A Figura 3.9 apresenta curvas de custos marginais no mercado de

certificados verdes de dois operadores com objetivos iguais de geração q. Para

Dutra (2007) o operador A, que apresenta menores quantidades de recurso

energético, apresentará uma curva de altos custos marginais CmA, sua produção

será limitada a qA e o restante necessário para completar o objetivo q será adquirido

no mercado de certificados verdes ao preço de equilíbrio p. Para que isso ocorra, o

produtor B aumenta sua produção para qB e vende seu excedente de geração

renovável no mercado de certificados ao preço de equilíbrio p.

FIGURA 3.9 – OPERAÇÃO NO MERCADO DE CERTIFICADOS VERDES


A introdução do conceito de certificados resulta numa redução dos custos de

se alcançar o objetivo global (qobj=qA+qB= 2q), mostrado pelas áreas compartilhadas,

comparadas pela situação de utilização de mecanismos menos flexíveis onde os

operadores são limitados a restringirem-se a qA e qB. No contexto de um sistema de

44 certificados verdes, objetivos específicos (qA e qB) podem ser obtidos por todos os

operadores ao mesmo tempo minimizando os custos globais de alcançar as metas

de produção através da equalização dos custos marginais de produção.

Na Figura 3.10 observa-se o efeito do desenvolvimento tecnológico nas

curvas de custo marginal do mecanismo de cotas. O operador B, que já atua no

mercado de certificados, consegue reduzir sua curva de custos marginais CmB para

Cm’B. Neste caso, para uma mesma cota, o preço de equilíbrio do mercado de

certificados é reduzido de p para p’ e assim o operador A passa a se beneficiar do

desenvolvimento tecnológico do operador B. Ou seja, o operador A passa a ter um

incentivo cada vez menor para buscar um avanço tecnológico. Já o operador B, que

antes vendia no mercado de certificados uma quantidade qB ao preço p, passa a

vender uma quantidade maior q’B a um preço menor p’. Ou seja, o produtor B não

tem garantias de que o ganho tecnológico conduzirá a um aumento na sua renda. O

ganho acontecerá somente quando a área C’B’D’ for maior que a área CBD. Tal

característica restritiva é uma desvantagem do mecanismo de cotas em relação à

promoção do desenvolvimento tecnológico.

FIGURA 3.10 – LIMITAÇÃO DO DESENVOLVIMENTO TECNOLÓGICO


O sistema de cotas e os certificados verdes têm como pontos positivos a

possibilidade de formação de um mercado paralelo, além do potencial de criar um

mercado competitivo que garante o valor mais baixo para os investimentos. Porém,

a tarifa, por ser determinada pelo mercado e não de forma administrativa, implica

infra-estrutura regulatória e gerencial sofisticada, acarretando altos custos de

transação.

45 Outra característica é que o sistema de cotas é instável, e não oferece

segurança em longo prazo. As cotas são determinadas para um período de tempo

ou determinada potência. Depois que a meta é atingida, não há mecanismos

previstos para manter a produção de energias renováveis competitivas em relação

às fontes convencionais. Assim, o sistema de cotas desestimula a entrada de

investidores. Quem acaba entrando no negócio está mais interessado em especular

do que em empreendimentos de longo prazo.

Outra desvantagem do sistema de cotas fixas é que a entrada das energias

renováveis no mercado acontece de forma rápida, não estimulando a pesquisa e

desenvolvimento ou a aprendizagem tecnológica e acaba por formatar um setor com

fontes pouco competitivas em termos comerciais.

3.2.5 SUBSÍDIOS/INCENTIVOS FINANCEIROS

O subsídio financeiro tem por objetivo ser um mecanismo inicial para

alavancar o desenvolvimento do investimento que apresente custo inicial elevado,

como aqueles de fontes renováveis menos econômicas. Existem dois tipos de

subsídios financeiros, o subsídio ao investimento e à produção.

De acordo com Costa (2006), apesar da facilidade e viabilidade

administrativa e política deste instrumento, o subsídio ao investimento não incentiva

a eficiência do projeto de geração renovável a partir de fontes alternativas de

energia e, por isso, alguns agentes de mercado defendem a utilização de subsídios

à produção (pagamento pelo kWh gerado e disponibilizado na rede), por possuir um

maior controle sobre a eficiência da operação. Apesar disso, segundo Dutra (2007),

os subsídios ao investimento são os mais comuns e são aplicados na fase inicial de

instalação do empreendimento para tornar viável economicamente a produção.

Como mostrado na Figura 3.11, de Dutra (2007), a curva dos custos

marginais (Cm) é deslocada para baixo devido a disponibilização de subsídios para

redução do investimento inicial. Este deslocamento possibilita uma redução do preço

da energia além de possibilitar um novo ponto de equilíbrio na curva de demanda.

Este novo ponto de equilíbrio representa a possibilidade de reduzir os custos

46 marginais (p para p’) além de aumentar a quantidade de energia (q para q’). O valor

do subsídio pode ser representado pela área ABC.

FIGURA 3.11 – ATUAÇÃO DE SUBSÍDIOS PARA INVESTIMENTO NA CURVA DE DEMANDA E NO

DESLOCAMENTO DOS CUSTOS MARGINAIS FONTE: DUTRA, 2007

Os subsídios reduzem o montante de capital inicial próprio necessário para

começar o projeto e oferecem a garantia de que, no curto prazo, haverá aumento de

capacidade da fonte energética subsidiada. As definições do nível do subsídio e das

tecnologias subsidiadas devem ser pensadas de forma a não prejudicar a formação

de um mercado competitivo no curto prazo. Subsídios aplicados em níveis

inadequados podem acarretar barreiras comerciais e impedir a entrada de outros

atores, reduzindo a competitividade entre os empreendedores.

3.2.6 INCENTIVOS FISCAIS

Esse instrumento pode ser aplicado de várias formas para promover as

fontes de energia renováveis, como através da isenção das taxas aplicadas ao uso

da energia, pelo reembolso de taxas para eletricidade verde, redução de impostos,

benefícios fiscais para aqueles que investirem em fontes de energia renovável, e etc.

As medidas fiscais, quando aplicadas como subsídios, conseguem criar uma

fonte de renda (custo evitado) para o projeto ao longo da vigência do benefício fiscal.

47 Apesar de os incentivos fiscais representarem uma redução das

arrecadações tributárias do governo, eles são muitas vezes necessários para a

viabilização de projetos com altos custos iniciais. Ao mesmo tempo em que os

recursos estão direcionados para viabilizar projetos, os recursos fiscais podem

proporcionar que empreendedores utilizem estes recursos na absorção de novas

tecnologias, o que, de certa forma proporciona o desenvolvimento tecnológico

mesmo que de forma indireta (SOARES et al., 2006).

Como mostrado na Figura 3.12, a presença de incentivos fiscais ao longo do

projeto possibilita que a curva dos custos marginais originais sem a presença dos

incentivos (Cm) tome uma forma mais alargada (C’m). Este alargamento da curva

dos custos marginais possibilita a formação de uma renda adicional tal como visto

mais explicitamente no efeito de desenvolvimento tecnológico no sistema Feed-In.

Da mesma forma como apresentado nos incentivos de investimento, o efeito dos

incentivos fiscais possibilita um novo ponto de equilíbrio entre a curva de demanda e

a nova curva de custos marginais. Este novo ponto de equilíbrio representa a

possibilidade de reduzir os custos marginais (p para p’) além de aumentar a

quantidade de energia (q para q’).

FIGURA 3.12 – ATUAÇÃO DE INCENTIVOS FISCAIS NO ALARGAMENTO DA CURVA DOS

CUSTOS MARGINAIS E A CURVA DE DEMANDA FONTE: DUTRA, 2007


Para se alcançar a viabilidade econômica de algumas fontes de energia

renovável, uma das formas mais eficientes é a adoção destes mecanismos de

48 incentivo apresentados, isso porque, o custo de fabricação, implantação de algumas

tecnologias (eólica, fotovoltaica, entre outras) e respectivo custo da energia gerada

ainda é considerado elevado quando comparados aos custos das fontes

convencionais (usinas termelétricas e hidroelétricas).

As políticas de incentivo apresentadas neste capítulo são as mais

conhecidas internacionalmente e são adotadas de acordo com a característica e

conveniência de cada país. A Tabela 3.2 ilustra a variedade de incentivos aplicados

em diversos países.

TABELA 3.2 – INCENTIVOS PARA A GERAÇÃO DISTRIBUÍDA

Mecanismo

País Feed-in Cotas

Net

Metering

Certificados de

energia renovável

Investimentos

público/financiamentos

Leilões de

energia

Alemanha X X X

Austrália X X X X

Brasil X X X

Canadá ** ** X X X

China X X X X

Dinamarca X X X X X

Espanha X X X

Estados

Unidos ** ** ** ** ** **

Itália X X X X X

Japão X X X X X

Portugal X X X

Reino

Unido X X X X

** O INCENTIVO NÃO É USADO EM TODOS OS ESTADOS FONTE: ELABORAÇÃO PRÓPRIA

Ao se fazer uma análise comparativa destes incentivos, pode-se destacar

algumas vantagens e desvantagens apresentadas na Tabela 3.3.

Esta avaliação teórica dos incentivos servirá como base para o próximo

capítulo, onde serão estudados alguns casos particulares de países e suas

experiências na aplicação destes incentivos em seu sistema.

49 TABELA 3.3 – COMPARATIVO DOS INCENTIVOS

Incentivo Vantagens Desvantagens

Net Metering

Economia dos investimentos em transmissão, redução das perdas nas redes, melhoria da qualidade do serviço de energia elétrica, forma de conscientização sobre os recursos energéticos e vantagens financeiras aos consumidores.

Complexidade de operação da rede de distribuição, necessidade de mudanças nos procedimentos da distribuidora para operar, controlar e proteger a rede, alto culto de implantação e tempo de retorno elevado para o investimento.

Subsídios diretos para investimento

Reduz o montante de capital inicial próprio necessário para iniciar o projeto. Garante o aumento da capacidade em um curto prazo.

Os critérios para escolha do nível de subsídio e das tecnologias a serem beneficiadas podem dificultar a evolução de um mercado mais competitivo em curto prazo e também a adoção gradual de avanços tecnológicos. Em princípio, o subsidio é arcado por todos os contribuintes (consumidores e não consumidores).

Medidas fiscais Cria uma fonte de renda (custo evitado) para o projeto ao longo do período do benefício fiscal.

Em se tratando de um subsidio indireto, valem as mesmas desvantagens apontadas no item anterior.

Sistema Feed-In

O mecanismo de Feed-In cria uma estabilidade financeira para o investidor ao garantir a compra da energia por um período pré-determinado. Os riscos financeiros são minimizados uma vez que são protegidos através dos contratos de compra e venda de energia a um prêmio ou preço pré-determinados. Garante um aumento de capacidade no curto prazo. Em princípio, os consumidores da energia são aqueles que arcam com o ônus.

É um mecanismo caro que, dado o exemplo dos grandes mercados eólicos (que o mantêm por um período muito longo), tem se mostrado incapaz de gerar, por si próprio, um mercado mais competitivo entre as FAEs de geração renovável. Não necessariamente estimula os empreendimentos eólicos mais eficientes. Pode acarretar em uma sobre capacidade instalada e um sobre custo indesejado aos consumidores.

Sistema de Cotas/Certificados

Verdes

Possibilidade de formação de um mercado paralelo na comercialização dos certificados verdes. Permite a formação de um mercado competitivo que leva, em princípio, ao custo mínimo. O valor da tarifa é determinado pelo mercado e não de forma administrativa.

Em geral, o sistema de cotas necessita uma infra-estrutura regulatória e administrativa mais sofisticada (elevados custos de transação). Não estimula pesquisa e desenvolvimento além de não estimular a aprendizagem tecnológica. Não induz mercado para fontes com elevado potencial tecnológico, porém pouco competitivas (GELLER, 2003).

Sistema de Leilão Este sistema tende a favorecer os projetos mais eficientes uma vez que os projetos de custos mais reduzidos são escolhidos pelo processo de leilão.

O sistema de licitação pode não ser suficiente para atrair grandes investimentos. Por estar sujeito a muitas incertezas de oferta e demanda do setor de energia, o crescimento de projetos em FAEs de geração renovável é baixo. Também apresenta o problema de não fomentar fontes com elevado potencial tecnológico, porém pouco competitivas.


50 4 ESTUDO COMPARATIVO DOS MECANISMOS REGULATÓRIOS

EMPREGADOS EM ALGUNS PAÍSES NO FOMENTO AO USO DE FONTES

RENOVÁVEIS

4.1 INTRODUÇÃO

O debate sobre o aumento da segurança no fornecimento de energia, que foi

impulsionado pelos efeitos de ordem ambiental e social causados pela necessidade

de redução da dependência de combustíveis fósseis, tem contribuído para alavancar

o interesse mundial por soluções sustentáveis, que é o caso da geração de energia

oriunda de fontes limpas e renováveis, como já foi relatado anteriormente.

A idéia é que as fontes renováveis de energia tenham uma participação cada

vez maior na matriz energética global nas próximas décadas e o meio mais eficiente

para que isso se concretize é a implementação de legislações que levem o país a

um avanço nesse sentido.

Através de políticas públicas, o governo sinaliza à sociedade as suas

prioridades e diretrizes para o desenvolvimento do setor energético. As diretrizes

podem visar somente orientar os agentes do setor, podendo se utilizar, para esta

finalidade, incentivos financeiros (fiscais, creditícios ou tarifários) para aumentar a

sua eficácia, ou, então, a sua aplicação pode ser compulsória. Neste último caso, as

diretrizes precisam ser formuladas na forma de leis, decretos, portarias ou

resoluções de órgãos governamentais (BAJAY, 2002).

Pelo menos 83 países no mundo têm algum tipo de política para promover a

geração de energia renovável. Os 10 tipos mais comuns são a política de tarifas

feed-in, as normas de portfólio de energia renovável, as subvenções de capital ou

concessões diretas, créditos fiscais de investimento, impostos sobre vendas ou

isenções de impostos sobre valor agregado, comércio de certificados verdes,

pagamentos pelos direitos de produção de energia ou de créditos fiscais, net

metering, investimento público direto ou financiamento e sistemas de leilões (REN

21, 2010).

51 O presente capítulo destacará a experiência internacional, com relação ao

seu arcabouço legal e regulatório dirigido aos empreendimentos de geração

distribuída, inserção de fontes de energia limpas, além de incentivos a geração de

energia descentralizada através de fontes renováveis. Neste sentido, faz-se

necessário realizar uma análise dos instrumentos legais e regulatórios de modo a

identificar as dificuldades e carências do momento.

4.2 MARCOS REGULATÓRIOS INTERNACIONAIS

Nesta seção serão apresentados alguns dos casos, em termos de políticas e

programas de incentivos, mais avançados internacionalmente, utilizando os

conceitos de mecanismos de incentivos já vistos anteriormente.

Toda a experiência vivida por vários países com instrumentos de incentivo às

fontes renováveis alternativas pode trazer grandes benefícios para o setor elétrico

brasileiro. Não que se devam adotar as mesmas táticas, uma vez que as realidades

de cada país são singulares, mas o que se pretende é analisar estas experiências

que podem servir de referência, e auxiliar no desenvolvimento de um mecanismo de

incentivo específico para o setor elétrico brasileiro, em especial para os sistemas

descentralizados.

A seguir serão apresentadas algumas políticas e programas que foram, ou

estão sendo desenvolvidos na Alemanha, Reino Unido, Estados Unidos e Holanda,

para posteriormente fazer uma comparação com as políticas de incentivos aplicadas

no Brasil.

4.2.1 O CASO DA ALEMANHA

O início dos incentivos às fontes renováveis de energia na Alemanha pode

ser explicado pelo momento econômico criado pelas sucessivas crises do petróleo

nos anos 1970 e pela necessidade de garantir o suprimento energético do país, cuja

52 matriz era fortemente dependente de combustíveis fósseis e da importação. O

crescimento da consciência ecológica, o surgimento de políticas voltadas ao meio

ambiente em toda a Europa a partir dos anos 1980, e o declínio da geração nuclear

após o acidente na estação de geração nuclear de Chernobyl em 1986, também

foram fatores decisivos para alavancar novas políticas direcionadas às fontes

renováveis.

No início da década de 90, questões ambientais tornaram-se as grandes

motivadoras para a criação de incentivos ao desenvolvimento de fontes renováveis

de energia. O governo alemão, participante do Protocolo de Quioto, concordou em

manter as emissões de gases do efeito estufa no período de 2008 a 2012 em 21%

de suas emissões de gases de efeito estufa praticadas em 1990.

Conseqüentemente, a utilização de fontes renováveis de energia, e medidas para

acelerar o desenvolvimento tecnológico de fontes renováveis de energia têm sido

observadas pelo governo alemão como fundamentais para atingir a meta estipulada

pelo Protocolo (RUNCI, 2005).

Em 1991, o governo alemão promulgou uma lei sobre a compra de energia

elétrica gerada por fontes de energia. Esta lei, chamada de Eletricity Feed Act

(Stromeinspeisungsgesetz ou Feed-in Law ou EFL) tinha abrangência nacional e

obrigava as concessionárias a comprar eletricidade produzida a partir de tais fontes,

em suas áreas de concessão, pagando tarifas especiais fixadas a cada ano. Estas

tarifas eram definidas para cada tipo de fonte renovável a partir de percentuais

específicos aplicados sobre as tarifas médias de fornecimento aos consumidores

finais nos dois anos imediatamente anteriores (BAJAY, 2000).

O Feed-in Law garantia um preço fixo para a eletricidade gerada por um

período de 20 anos. Todo gerador de energia renovável recebia um preço mínimo

por kWh colocado na rede e, além disso, as empresas que operavam as redes de

distribuição eram obrigadas por lei a conectá-los e a reduzir sua produção de

energia convencional. O preço premium estabelecido no Feed-in Law garantia uma

remuneração de cerca de 90% acima do preço médio da energia convencional

vendida ao consumidor, para eólica e solar, e 80% para as outras fontes de energia

renovável. Esse valor tinha que ser pago aos geradores de energia de fontes

renováveis pelas empresas distribuidoras de eletricidade.

53 O sistema de tarifas feed-in apresenta a configuração mostrada na Figura

4.1.

FIGURA 4.1 – FUNCIONAMENTO DAS TARIFAS FEED-IN NA ALEMANHA

FONTE: GREENPEACE, 2008

54 Vários pesquisadores consideraram o Feed-in Law como sendo o grande

responsável pelo rápido desenvolvimento das fontes renováveis na Alemanha, o que

pode ser observado na Figura 4.2.

FIGURA 4.2 – EVOLUÇÃO DA GERAÇÃO POR FONTES RENOVÁVEIS DE ENERGIA (E-FER)

FONTE: COSTA, 2006

Os empreendimentos iniciais eram, em maioria, de energia eólica e se

encontravam no norte da Alemanha, onde havia os melhores regimes de ventos.

Algumas empresas locais de eletricidade passaram a ter uma carga financeira

significativa, uma vez que se situavam em regiões de baixa densidade populacional

e apresentavam consumo relativamente baixo de energia, e mesmo assim foram

obrigadas a comprar uma importante quantidade de energia devido ao elevado

número de projetos no local de concessão. Como forma de resolver esta questão, a

primeira reforma da Lei, ocorrida em 1998, definia que se mais de 5% da quantidade

de eletricidade fornecida por uma empresa aos seus clientes, dentro de um ano,

viesse de fontes renováveis, os custos de reembolso adicional, acima dos 5%,

seriam cobertos pela próxima empresa situada um nível acima – ou seja, haveria

uma transferência dos encargos das empresas locais para as empresas regionais e

dessas para os operadores dos sistemas de transmissão (COSTA, 2006).

55 Com isso a resistência das empresas distribuidoras ao sistema Feed-in, que

reclamavam na justiça européia a constitucionalidade da Lei, e também a redução

ao longo do tempo no valor do pagamento do preço premium para geração de

energia através de fontes renováveis, levou a uma exigência pela reforma da lei,

tanto pelas distribuidoras quanto pelas geradoras de energia de fontes renováveis.

Em 1998, o governo alemão formulou dois novos objetivos para a

penetração das fontes renováveis no país: dobrar a participação de tais fontes no

consumo de energia primária até 2010, passando de 2% para 4%, e posteriormente

aumentar esta participação para 25% até 2030 e 50% até 2050 (CAVALIERO,

2001).

Assim, para atender estes objetivos foi aprovada em março de 2000 uma

nova legislação referente à geração de eletricidade a partir de fontes renováveis,

The Act on Granting Priority to Renewable Energy Sources (Erneuerbare-Energien-

Gesetz - EEG). A EEG, também conhecida como a Lei das Energias Renováveis,

alterou a meta de participação das fontes renováveis de energia na produção de

energia elétrica de 5% para 10% até 2010, e estipulou tarifas diferenciadas e

decrescentes para cada tipo de fonte renovável, com um processo de revisão a cada

dois anos.

Em 21 de julho de 2004 foi publicado no Diário Oficial alemão uma

reformulação da EEG, que passou a vigorar a partir de 1 de agosto de 2004. O

objetivo desta reforma foi alterar a meta de participação das fontes renováveis de

energia na produção de eletricidade de 10% para 12,5% em 2010 e de 20% em

2020 (GREENPEACE BRASIL, 2008).

O novo programa do governo federal alemão para a expansão das energias

renováveis no setor de eletricidade pretende alcançar a meta de 30% da geração

com fontes renováveis até 2020 para que o país possa atingir as suas metas

ambiciosas de mitigação das mudanças climáticas. Esta meta foi estabelecida na

nova versão da EEG, que entrou em vigor em 1º de janeiro de 2009. Além disso, a

estratégia de sustentabilidade do governo federal, que foi definida em 2008,

estabelece que 50% do consumo total de energia do país devem ser fornecidos por

fontes renováveis até 2050 (BMU, 2011a).

Além destas leis aplicadas especificamente para geração de energia elétrica

a partir de fontes renováveis, o governo alemão promulgou em abril de 1999 uma lei

56 chamada Law Initiating the Ecological Tax Reform (Gesetz zum Einstieg in die

ökologische Steuerreform), mais conhecida como Eco-tax. Esta busca reduzir as

contribuições à seguridade social através da melhoria da qualidade de vida dos

empregados. Isto significa aumentar o bem estar social ao internalizar os custos

ambientais das diversas atividades relacionadas à energia. Assim, são aplicadas

taxas sobre o consumo de alguns energéticos, como a energia elétrica e os óleos

minerais.

Outro mecanismo existente é a chamada eletricidade verde (Grüne

Stromangebote), introduzida no setor elétrico desde 1999, cuja filosofia remete ao

envolvimento dos consumidores, para estimular a penetração da energia elétrica

proveniente de fontes renováveis no mercado a partir da cobrança de uma sobretaxa

pela eletricidade verde consumida.

A Figura 4.3 apresenta a evolução durante 20 anos, do período 1990-2010,

da geração de energia elétrica proveniente de fontes renováveis diferenciada por

cada banda tecnológica.

FIGURA 4.3 – DESENVOLVIMENTO DAS FONTES DE ENERGIA RENOVÁVEL NA ALEMANHA

FONTE: BMU, 2011b

A geração hidrelétrica praticamente permanece constante durante todo o

período considerado, sofrendo pouquíssimas alterações. Por outro lado, a geração

eólica e a de biomassa apresentam uma evolução crescente, principalmente após a

publicação da EEG. Contudo, observa-se que a fonte eólica foi a que mais cresceu e

continua crescendo em termos de capacidade instalada na Alemanha.

57 4.2.2 O CASO DO REINO UNIDO

O Reino Unido é compreendido pela Inglaterra, País de Gales, Escócia e

Irlanda do Norte. Para atender o mercado de energia elétrica, existem três sistemas:

um que cobre a Inglaterra e o País de Gales, responsável por cerca de 90% do

mercado total, outro que atende a Escócia e um terceiro que serve a Irlanda do

Norte (BAJAY, 2000).

As primeiras iniciativas no Reino Unido para incentivar as fontes renováveis

de energia tiveram seus primeiros passos na década de 1970, quando alguns

projetos de pesquisa e desenvolvimento foram iniciados. O grande problema desses

P&D é que foram erroneamente direcionados em projetos para o desenvolvimento

em grande escala, e não para projetos descentralizados e de pequena escala. Essa

estrutura, controlada pela Central Electricity Generating Board (CEGB), era

particularmente adequada para a expansão da energia nuclear, que era a fonte que

mais despertava interesse na época.

Em 1990 iniciaram-se mudanças na estrutura institucional e operacional do

setor elétrico, como um maciço processo de privatização das empresas de energia,

a criação de um órgão regulador e a separação das atividades de geração,

transmissão, distribuição e comercialização de energia.

Diante do mercado competitivo que se estabelecia, as usinas nucleares

enfrentavam dificuldades na sua privatização e, nesse contexto, foi criado o Non-

Fossil Fuel Obligation (NFFO), baseado no mecanismo de leilão de energia, para dar

suporte econômico para a geração nuclear de energia elétrica.

Com as dificuldades de privatização, o governo britânico solicitou que

houvesse o apoio para combustíveis não-fósseis. Desta forma, o Electricity Act de

1990 permitiu que se elevasse o imposto sobre os combustíveis fósseis para pagar a

NFFO, o que acabou por fomentar o uso de fontes renováveis na geração de

energia elétrica em todo o Reino Unido.

O Departamento da Indústria e Comércio (DTI), órgão encarregado pela

regulação da indústria de energia, era responsável pela definição do preço máximo a

ser pago em cada leilão. Os geradores interessados em produzir energia

proveniente de fontes renováveis forneciam o preço de produção da energia e a

58 quantidade que pretendiam gerar, para o Non Fossil Purchasing Agency (NFPA).

Uma vez submetidos, os projetos e as empresas ofertantes deveriam passar por um

teste de segurança, aplicado pelo Office of Electricity Regulation (OFFER), no qual

eram examinados os aspectos técnicos, econômicos, comerciais e legais para

garantir que tais projetos viessem realmente a cumprir com sucesso o que se

propunha. Após esta fase, o DTI graduava as ofertas e selecionava as de menores

valores até preencher a capacidade requerida no leilão. É importante ressaltar que o

leilão ocorria entre tecnologias semelhantes.

As companhias regionais de eletricidade (RECs) pagavam o prêmio

contratado pela NFFO para os geradores vencedores do processo licitatório.

Entretanto as RECs deviam comprar a geração renovável de energia elétrica pelo

preço de mercado (que era a média mensal do preço negociado no Pool – PSP). O

preço pago pela geração renovável deveria estar bem próximo ao valor PSP ou

estar muito mais alto, dependendo da fonte renovável. A NFPA reembolsava a

diferença entre o valor especificado no contrato de geração renovável e o valor do

PSP para as companhias regionais de eletricidade. Esta diferença era financiada por

um imposto sobre o uso de combustíveis fósseis, chamado Fossil Fuel Levy (FFL),

que incidia sobre todas as contas de energia elétrica pagas pelos consumidores. O

esquema do leilão pode ser visto na Figura 4.4.

FIGURA 4.4 – PARTICIPAÇÃO DOS DIVERSOS AGENTES NO NFFO

FONTE: TERI, 2005

59 Inicialmente, do total arrecadado pelo FFL, cerca de 90% era destinado a

subsidiar a geração nuclear, restando apenas 10% para ser alocado em fontes

renováveis. A partir de 1998, não foi concedido mais nenhum subsídio á indústrias

nuclear, sendo a arrecadação totalmente destinada ao fomento de fontes renováveis.

Foram realizadas cinco chamadas públicas durante a década de noventa

NFFO-1 (1990), NFFO-2 (1991), NFFO-3 (1994), NFFO-4 (1997) e NFFO-5 (1998).

As duas primeiras chamadas apresentavam contratos de oito anos com as RECs.

Para as demais chamadas públicas, os contratos apresentavam um período de

quinze anos. A seguir a Tabela 4.1 apresenta os preços médios dos leilões.

TABELA 4.1 – RESULTADO DOS LEILÕES

FONTE: DUTRA, 2007

No entanto, apesar dos projetos terem sido contratados, não haviam

cláusulas de penalidades para projetos que não eram implementados. Com isso, nas

últimas rodadas do NFFO houve uma diferença entre os projetos contratados e os

que entraram em operação: 79% dos projetos contratados no NFFO-1 entraram em

operação contra 33% no NFFO-5. Segundo Suck (2002), isso pode ser atribuído ao

foco excessivo na competição e também na característica centralizada do sistema

de planejamento do Reino Unido o que restringe a implementação de projetos

descentralizados de energia renovável. Outro motivo seria o fato de os geradores de

energia renovável colocarem o preço da oferta abaixo dos seus custos de geração, o

que pode ser explicado pelo fato de que o contrato era aplicado para futuros projetos

que tinham um prazo para iniciar a operação em cinco anos. Assim, a expectativa

por um maior desenvolvimento da tecnologia e conseqüentemente o decaimento do

custo da energia faziam com que os geradores de energia renovável fizessem o

cálculo dos custos de produção em bases decrescentes.

Mesmo com os bons resultados obtidos com o NFFO no sentido de

disseminar as fontes renováveis na produção de energia elétrica, atingindo cerca de

60 3% da geração total do Reino Unido, o governo britânico decidiu em 1997 rever sua

política de fomento às fontes renováveis.

Em 2000, foi introduzido o The Utilities Act que estabeleceu um novo marco

regulatório para os mercados de gás e eletricidade. A parte mais importante dessa

reforma foi a criação do New Electricity Trading Arragements (NETA), que começou

a operar em Março de 2001, tinha como metas melhorar as condições do mercado

de energia elétrica, reduzir os preços da eletricidade e promover as fontes

renováveis. A NETA atingiu seus objetivos de ajustar o mercado de energia

proporcionando competição e redução de preços, mas não conseguiu facilitar o

desenvolvimento das fontes renováveis.

O Renewables Obligation (RO), que começou a operar em abril de 2002, na

Inglaterra & Gales e Escócia, e desde abril de 2005 na Irlanda, foi criado com base

no mecanismo regulatório de cotas com certificados verdes, que impõe a todas as

empresas de distribuição que uma determinada parcela do seu mercado seja

atendida com eletricidade gerada a partir de fontes renováveis.

A porcentagem exigida para o período 2002/2003 era de 3% e deverá

alcançar 15,4% no período 2015/2016, sendo mantido este percentual até o período

2026/2027, conforme mostra a Tabela 4.2.

TABELA 4.2 – COTAS ESTIPULADAS POR PERÍODO

FONTE: CORNWALL CONSULTING, 2004

O Renewable Obligation funciona da seguinte forma:

• Todo gerador de energia renovável pode solicitar ao Office for the Gas

and Eletricit (OFGEM) seu registro, e se candidatar aos certificados verdes

61 (Renewable Obligation Certificate – ROC na Inglaterra & Gales, e Scottish

Renewable Obligation Certificates – SROC na Escócia). Essa solicitação é voluntária

e os geradores devem preencher certos requisitos exigidos antes de receber os

ROCs. Cada ROC equivale a 1 MWh de eletricidade renovável produzida. O gerador

de energia renovável pode vender os ROCs aos distribuidores junto ou separado da

eletricidade gerada.

• Cada empresa distribuidora deve apresentar ao OFGEM um número de

ROCs correspondente a sua meta naquele ano. Se ela não tiver o número de ROCs

suficiente para cobrir sua meta, então deve pagar uma multa conhecida como Buy-

out Price para um fundo chamado Buy-out Fund.

• As empresas distribuidoras que tenham ultrapassado o atendimento da

meta naquele ano, ou seja, possuem ROCs excedentes podem revender esses

ROCs a outras empresas distribuidoras. No caso de a empresa ter comprado ROCs

excedentes dos geradores de energia renovável pode optar por não consumir a

eletricidade naquele momento, e deixar para consumir a eletricidade quando da

venda do certificado verde à outra empresa de distribuição.

Este esquema pode ser visto na Figura 4.5.

FIGURA 4.5 – AGENTES PARTICIPANTES DA RO E SEUS RELACIONAMENTOS

FONTE: MARTINS, 2010

Os ROCs são emitidos por tipo de tecnologia empregada para a geração de

energia renovável e servem, também, como forma de fiscalização da cadeia de

62 custódia da produção, garantindo, assim, a origem da energia elétrica gerada. Outra

finalidade da emissão de certificados verdes é determinar a porcentagem de energia

produzida por cada tecnologia, conseguindo, com isto, observar a evolução de

algumas tecnologias e a substituição de outras.

Em abril de 2010 entrou em vigor um novo mecanismo de incentivo às fontes

renováveis de energia, o Clean Energy Cashback (CEC), que é baseado no

mecanismo feed-in tariff. O CEC atuará juntamente com o RO, que continuará a ser

o principal mecanismo de incentivo à geração renovável de eletricidade de grande

porte no Reino Unido. O CEC incentiva a geração renovável de eletricidade de

pequeno porte (potência inferior a 5 MW) e descentralizada por organizações,

empresas, comunidades e indivíduos a partir da garantia de remuneração pela

eletricidade de baixo carbono gerada. A Figura 4.6 mostra a evolução das fontes

renováveis desde 2000.

FIGURA 4.6 – EVOLUÇÃO DAS FONTES RENOVÁVEIS

FONTE: DECC, 2010

4.2.3 O CASO DOS ESTADOS UNIDOS

Os Estados Unidos possuem uma matriz elétrica fortemente baseada em

fontes fósseis, principalmente carvão (44,6%) e gás natural (23,28%). As fontes

renováveis representam apenas 10,3% do parque gerador elétrico, sendo 6,8%

referente às hidrelétricas e 1,79% à fonte eólica. Ou seja, desconsiderando a

63 participação hidrelétrica, obtém-se que as fontes renováveis alternativas

representaram apenas 3,6% da geração de eletricidade nos Estados Unidos em

2009.

Antes de 1978 não existia nenhuma política de incentivo às fontes

renováveis de energia que obrigasse às companhias a produzirem ou comprarem

energia renovável. O primeiro programa federal introduzido aos EUA foi o Public

Utilities Regulatory Policy Act (PURPA) em 1978. O PURPA determinava que as

empresas concessionárias de energia deveriam conectar e comprar energia elétrica

de produtores independentes, cuja origem fosse renovável, e excedentes de

autoprodutores quando seus preços fossem menores que os custos evitados das

concessionárias. A reação inicial das empresas foi muito negativa, dificultando o

andamento do programa durante os três primeiros anos.

Em locais onde a capacidade de reserva era reduzida; onde havia uma

previsão de um forte crescimento de demanda; onde o parque gerador era

extremamente dependente de derivados de petróleo; onde o valor das tarifas era

elevado; ou onde não havia muitas alternativas economicamente interessantes para

a expansão do parque gerador, a geração descentralizada encontrou condições

ideais de disseminação (BAJAY, 1998).

Este programa foi importante para os primeiros passos de criação de um

mercado de energia renovável nos estados americanos e pela introdução de 12.000

MW (6.000 MW somente na Califórnia) de energia renovável durante a década de

1980. A Califórnia foi precursora do mecanismo feed-in ao implementar o PURPA,

que envolveu a realização de contratos de longo prazo prevendo pagamentos a

preços fixos (e em alguns casos crescentes) pela eletricidade gerada durante todo

ou parte do período do contrato, sendo os custos dos contratos cobertos através de

tarifas mais elevadas de eletricidade para os consumidores. A realização de

contratos de longo prazo, combinado com o pagamento de tarifas fixas pela

eletricidade gerada, garantiu aos geradores um mercado para compra de sua

produção, e facilitou a obtenção de financiamento bancário (SAWIN, 2004).

Com o processo de reestruturação do setor elétrico americano foram

introduzidas duas novas características: a desregulamentação das atividades pelo

governo e a desverticalização das atividades de geração e parte da distribuição.

Neste novo panorama do setor, que passou de altamente regulado pelo governo

64 para um sistema onde são eliminadas as restrições governamentais, se instalou um

mercado competitivo da indústria de energia elétrica, e com isso surgiu a discussão

sobre quais mecanismos precisariam ser criados para apoiar os produtores de

eletricidade a partir de fontes renováveis (CAVALIERO, 2003).

Para atingir as metas do governo de aumentar significativamente a

capacidade instalada de geração de energia por fontes renováveis até 2010, foram

desenvolvidos vários mecanismos fiscais e regulatórios tanto no âmbito federal

quanto estadual. Atualmente os três incentivos mais importantes são o Renewable

Portfolio Standard (RPS), programas a partir de fundos arrecadados na venda de

eletricidade e os programas de compra voluntária através do green marketing.

O RPS é um programa, proposto pelo governo federal, que permite

reguladores e/ou legisladores requererem que certa porcentagem do uso de energia

elétrica, em uma dada jurisdição, seja proveniente de fontes renováveis. A legislação

permite que, ao invés de gerar ou comprar energia elétrica gerada a partir de fontes

renováveis, uma dada empresa possa atender suas metas comprando créditos no

mercado. Estes créditos, Renewable Energy Credit (REC), são certificados

negociáveis que atestam a garantia da geração a partir de fontes renováveis em

determinado local e quantidade (WISER et al., 1997).

A formatação das políticas RPS varia entre os estados americanos. Não

existe concordância sobre quais fontes renováveis poderão ser utilizadas para o

cumprimento da meta. Conforme mostra a Figura 4.7, já foram aplicadas políticas

baseadas no mecanismo RPS em 29 estados americanos, além de Washington e

Porto Rico, e em oito estados foram definidas metas não obrigatórias. Alguns

estados definiram metas mais agressivas, como Califórnia (33% em 2020), Nevada

(25% em 2025) e Maine (22,1% em 2020 e 15% de novas fontes em 2020),

enquanto outros foram mais cautelosos, como Pensilvânia (18% em 2021) e Arizona

(15% em 2015). Atualmente, em 16 estados americanos, além de Washington,

também existem metas no RPS específicas para uma fonte renovável (normalmente

energia solar) ou para geração distribuída (DSIRE, 2011).

65

FIGURA 4.7 – POLÍTICAS ESTADUAIS RPS NOS EUA

FONTE: DSIRE, 2011

O RPS teve um valor significativo como incentivo às fontes renováveis de

energia nos EUA. A capacidade adicional anual de fontes renováveis nos Estados

Unidos no período entre 1998 e 2008, diferenciando entre os programas que utilizam

e não utilizam RPS, pode ser observada na Figura 4.8.

FIGURA 4.8 – CAPACIDADE ADICIONAL ANUAL DE FONTES RENOVÁVEIS NOS EUA

FONTE: DEYETTE, 2009

66 Se todas as políticas de RPS forem alcançadas serão introduzidos 60 GW

de energia renovável até 2025, o que corresponderia a 4,7% de toda a geração

elétrica dos EUA projetada para esse mesmo ano (WISER et al., 2008).

Além deste mecanismo, não se pode deixar de mencionar os estabelecidos

pelo Energy Policy Act em 1992, onde foram promulgados os incentivos para

créditos fiscais Production Tax Credit (PTC) e Renewable Energy Production

Incentive (REPI):

• Concessão, sem data limite, de créditos de investimentos de 10% para

a maioria das aplicações geotérmicas e solares;

• Concessão de isenções fiscais para instalações eólicas e com

biomassa, desde que correspondessem a uma utilização sustentável do recurso;

• Para instalações eólicas, solares, geotérmicas e com biomassa

(excluindo o uso de resíduos urbanos) que não pudessem se beneficiadas pelas

isenções anteriores, seria concedido um bônus sobre a produção (production

payment)

Outro mecanismo que vem sendo utilizado nos Estados Unidos é o Public

Benefits Funds (PBF), que dá suporte a programas de caráter público, como ações

de eficiência energética, assistência energética aos consumidores de baixa renda,

pesquisa e desenvolvimento de energias renováveis. Sua coleta de fundos se dá a

partir da adição de uma taxa à tarifa de eletricidade do consumidor. Hoje já existem

18 estados, além de Washington, que utilizam o PBF. Juntos estes estados deverão

arrecadar cerca de U$ 7,3 bilhões destinados à geração a partir de fontes

renováveis até 2017. A maioria dos projetos incentivados é com energia eólica, mas

alguns estados têm adotado o fundo para a geração distribuída, incentivando a

expansão do mercado de painéis solares.

Outro incentivo é proporcionado pelos programas de empréstimos a juros

baixos que financiam a compra de sistemas ou equipamentos baseados em fontes

renováveis ou que resultem em ganhos de eficiência energética. Estes programas,

em geral, contemplam os setores residencial, comercial, de transporte, industrial,

público e/ou atividades sem fins lucrativos. As taxas e condições do empréstimo

variam em função do programa. Ao todo 37 estados americanos apresentam algum

tipo de programa de empréstimos para fontes renováveis (DSIRE, 2011).

67 Somados aos mecanismos fiscais e regulatórios, existem ainda os

programas Green Marketing, de compra voluntária. Este programa baseia-se no

pressuposto que os consumidores estariam dispostos a adquirir sua energia de

fontes renováveis, através de um acréscimo na tarifa paga, o que representa uma

ação voluntária e de consciência ambiental dos consumidores. Não são todos os

estados que oferecem este programa.

O net metering tem sido exposto como o impulso mais importante de

qualquer instrumento de política em qualquer nível de governo para descentralizar e

'tornar verde' as fontes de energia americanas. Atualmente (2012) 43 estados, além

de Washington e Porto Rico, têm programas de net metering de âmbito estadual –

de qualidade variável. Estes programas são tipicamente criados através de um

regulamento estabelecido por uma comissão, lei estadual ou uma combinação dos

dois. Estas regras de net metering estabelecem o processo para creditar o excesso

de energia alimentado à rede aos donos de geradores situados no local de consumo

e interconectados à rede.

É possível observar que os estados norte-americanos possuem bastante

autonomia para utilizar o mecanismo regulatório mais adequado às suas metas,

inclusive uma combinação de mecanismos. Dentre os estados que aplicam

mecanismos paralelos, está o estado da Califórnia, que é o que mais se destaca no

incentivo e na implantação das fontes renováveis de energia. Desde a era do

PURPA, este estado consegue adicionar quantidades razoáveis de fontes

renováveis alternativas de energia em sua matriz energética, que em 2009 alcançou

11,6%, segundo dados fornecidos pela Comissão de Energia da Califórnia, e tem

pretensão de chegar aos 33% em 2020.

4.2.4 O CASO DA HOLANDA

As primeiras ações para incrementar as fontes de energia renovável no setor

elétrica da Holanda se desenvolveram na década de 70, com a implantação de

alguns projetos piloto de energia eólica. Somente na década de 90 é que a

68 promoção das fontes renováveis ganhou espaço, devido às mudanças climáticas e a

discussão sobre a necessidade de redução do efeito estufa.

As políticas de incentivo tiveram 3 fases, a voluntária, promoção da

demanda e promoção da produção. Apesar de cada fase ter uma orientação política,

elas não são distintas, e os instrumentos adotados vem coexistindo ao longo do

tempo, tornando difícil o entendimento e a operação do mercado na Holanda. Os

mecanismos de suporte são o mercado voluntário de certificados verdes, incentivos

fiscais e feed-in tariffs (COSTA, 2006).

FASE 1: ACORDOS VOLUNTÁRIOS:

Essa primeira fase de incentivos às fontes renováveis começou com acordos

voluntários entre o governo e as empresas distribuidoras de energia.

O primeiro acordo, firmado em 1991, chamado The Environmental Action

Plan (MAP) tinha como objetivos reduzir as emissões de CO2 na indústria de

energia, alcançar metas relativas à eficiência energética e de conservação, e a

introdução das fontes renováveis no setor. Este sistema era subsidiado por uma taxa

chamada MAP Levy, entre 0,5% - 2,5%, cobrada na tarifa do consumo final e por

subsídios fiscais do governo. Os recursos provenientes da MAP Levy foram

desigualmente distribuídos, e acabaram por favorecer investimentos das

distribuidoras, e não a produção de geradores de energias renováveis.

O MAP teve uma revisão em 1997, chamada de MAP 2000, que estabeleceu

uma meta voluntária para atingir 1.700 GWh das fontes renováveis no consumo final

até o ano 2000. Para comprovar a meta, foi criado um sistema chamado Green

Label Trade, que funcionava como os certificados verdes. As empresas

distribuidoras adquiriam estes certificados, que representavam cada um 10.000

KWh, e utilizavam os recursos da MAP Levy para adquiri-los.

A formatação do Green Label tinha três estágios: emissão, comercialização

e resgate, este último compreendido como o estágio onde a empresa distribuidora

“consome” a eletricidade e apresenta os certificados verdes ao órgão regulador para

comprovação da meta. O órgão responsável pela emissão era o EnergieNed. Os

dados dos certificados emitidos eram enviados para o KEMA que era o órgão

responsável pelo controle eletrônico dos três estágios do sistema de certificados

verdes (DINICA et al., 2002)

69 A Figura 4.9 mostra a geração por fonte no Green Label em 1998 e 1999.

Pode-se observar que a fonte que mais se desenvolveu foi a eólica.

FIGURA 4.9 – GERAÇÃO POR FONTE NO GREEN LABEL

FONTE: DINICA et al., 2002

A meta estipulada foi parcialmente cumprida - a diferença entre a geração de

energia por fontes renováveis e a meta ficou em torno de 700 GWh. No entanto

dados disponibilizados pelo EnergieNed no final de 2001, indicam que as empresas

distribuidoras conseguiram cumprir 1500 GWh, ou seja um valor bem próximo do

estabelecido. As razões levantadas pelo EnergieNed pela dificuldade de

atendimento da meta foram o processo de licenciamento para as usinas e

especialmente a resistência da população para os projetos de geração por fontes

renováveis, principalmente energia eólica (DINICA et al., 2002).

Em julho de 2001 foi criado legalmente o mercado de certificados verdes em

bases voluntárias, o Green Certificate (GC), que opera até hoje. Os certificados

podem ter qualquer tamanho, mas sempre múltiplos de 1 MWh, e são válidos por um

ano. A instituição que emite estes certificados é a TenneT, uma organização

independente.

FASE 2: INCENTIVOS FISCAIS E LIBERAÇÃO DO MERCADO CONSUMIDOR PARA PROMOVER A DEMANDA:

Essa fase foi caracterizada pela introdução de uma taxa regulatória

(Regulerende Energie Belasting, REB) conhecida como Ecotaxa sobre o consumo

final de gás e eletricidade. Essa taxa, instituída pelo governo em outubro de 1996, e

70 gerenciada pelas empresas distribuidoras, tinha como objetivo estimular a eficiência

energética e a conservação de energia no consumo final. Inicialmente essa taxa

tinha que ser paga independentemente da fonte de energia usada para a geração de

eletricidade, e uma parte dela, era reembolsada aos geradores de energia por fontes

renováveis, como subsídio à produção ou para investimentos em novas plantas de

geração (estimulando assim, parcialmente a produção de energia por fontes

renováveis). As fontes de energias consideradas eram: energia eólica, solar,

hidroelétrica com capacidade inferior a 15 MW, biomassa e biogás. Energia

importada também podia receber esse subsídio (REICHE, 2002).

Em 1998, o governo introduziu o Nill Tariff que consistia na isenção da

Ecotaxa para todos os geradores domésticos de energia renovável e para a venda

da energia renovável importada. Além do mais todos os consumidores de

eletricidade verde ficaram também isentos dessa taxa e do MAP Levy.

Consequentemente esse instrumento se tornou poderoso para estimular a demanda

por fontes de energia renovável (DINICA et al., 2002).

Nessa fase ainda, a partir de julho de 2001, foi aberto o mercado de

eletricidade, e os consumidores tinham o direito de escolher qual seria o seu

fornecedor de energia, e consequentemente tinham em suas mãos a

responsabilidade de alavancar a energia renovável. Segundo Sambeek et al. (2003),

o número de clientes que consumiam eletricidade verde aumentou de 16.000 em

1996 para 1,4 milhões em 2003.

Qualquer gerador doméstico de energia renovável, que estava qualificado a

receber a isenção da Ecotaxa e o subsídio a produção, tinha o direito a receber o

green label (até 2000) e os certificados verdes (a partir de 2001).

A Figura 4.10 mostra o esquema de funcionamento da Ecotaxa e dos

certificados verdes.

71

FIGURA 4.10 – ECOTAXA E CERTIFICADOS VERDES

FONTE: SAMBEEK et al., 2003

O funcionamento se desenrola da seguinte maneira (SAMBEEK et al., 2003):

• As empresas distribuidoras de energia coletam a Ecotaxa dos

consumidores de eletricidade convencional;

• Os consumidores de energia a partir de fontes renováveis pagam aos

distribuidores um preço premium pela eletricidade verde, mas não pagam a Ecotaxa;

• As empresas distribuidoras de energia compram eletricidade dos

geradores de energia a partir de fontes renováveis e/ou certificados verdes, que

serve para comprovar a quantidade de energia fornecida aos seus clientes;

• As empresas distribuidoras de energia devolvem uma parte da Ecotaxa

aos geradores de energia renovável como subsídio à produção (PS);

• As empresas distribuidoras transferem a renda da Ecotaxa menos o

subsídio à produção (PS) para a autoridade competente;

• Para obter a isenção da Ecotaxa, as empresas distribuidoras têm que

apresentar à autoridade competente, os contratos de fornecimento de energia a

partir de fontes renováveis com seus consumidores e os certificados verdes que

atestam o kWh existente.

Apesar de eficiente, o grande problema da Ecotaxa é que contemplava

também a energia importada, prejudicando o desenvolvimento interno da geração a

partir de fontes renováveis, o que pode ser visto na Figura 4.11:

72

FIGURA 4.11 – COMPARAÇÃO ENTRE GERAÇÃO DENTRO DA HOLANDA E FORA

FONTE: COSTA, 2006

FASE 3: INTRODUÇÃO DO FEED-IN TARIFFS PARA PROMOÇÃO DA

PRODUÇÃO:

O Environmental Quality of Electricity Production Law (MEP - Wet

Milieukwaliteit Electricitysproductie), que foi implementado em julho de 2003, tinha o

objetivo de reduzir o risco ao investimento e melhorar o retorno financeiro para os

geradores de energia a partir de fontes renováveis. O nível de suporte passou a ser

garantido pela introdução de um feed-in tariffs (MEP feed-in), combinado com a

redução parcial da Ecotaxa e o término do subsídio a produção, como forma de

reduzir a quantidade de energia importada.

O MEP feed-in pode ser requerido pelos geradores de energia renovável por

um período de 10 anos e é somente aplicável a eletricidade produzida dentro da

Holanda. O valor do preço premium é diferenciado por tecnologia e o valor mais alto

é garantido para energia eólica offshore, fotovoltaicas, biomassa, hidrelétricas,

energia de ondas e energia de marés (COSTA, 2006).

Seu funcionamento pode ser visto na Figura 4.12:

73

FIGURA 4.12 – ARQUITETURA DO MEP FONTE: COSTA, 2006

Até o início de 2005, a forma de funcionamento da estrutura do MEP podia

ser entendida da seguinte forma: o gerador de energia a partir de fontes renováveis

obtinha seu recurso de três fontes – do mercado de eletricidade, do mercado de

certificados verdes (valor da isenção da Ecotaxa) e do MEP feed-in. O gerador

vendia eletricidade renovável no mercado de energia como qualquer outro produtor.

Baseado na sua produção de energia o gerador recebia uma determinada

quantidade de certificados verdes do órgão certificador, chamado Certiq e vendia

esses certificados no mercado de certificados verdes. Baseado na quantidade de

energia renovável colocada na rede, o gerador recebia o valor do MEP feed-in do

operador da rede de distribuição, EnerQ. Vale ressaltar que o nível de subsídio no

MEP feed-in é estabelecido no primeiro ano em que foi requerido pelo gerador e vale

durante todo o período de compromisso, que no caso do MEP é 10 anos (COSTA,

2006).

Pouco tempo depois, o Conselho de Ministros apresentou uma proposta

para extinguir a Ecotaxa a partir janeiro de 2005. Essa proposta foi aceita, mas o

nível de subsídio não foi alterado porque o valor do MEP feed-in aumentou na

mesma proporção do valor que seria coberto pela Ecotaxa. Dessa forma, a Holanda

passou a operar com um sistema clássico de feed-in tariffs (COSTA, 2006).

Após a implementação do MEP em meados de 2003, sua popularidade

cresceu fortemente. Para manter os custos sob controle, em maio de 2005, o regime

foi fechado para novas aplicações de duas tecnologias: biomassa e eólicas offshore.

74 Em agosto de 2006, o Ministro da Economia encerrou o MEP

completamente para novas aplicações. A razão dada para isso foi um grande afluxo

de pedidos, que levou a uma considerável superação dos custos estimados.

Como acompanhamento para o MEP, em 2008 o Ministério da Economia

criou um novo subsídio para a energia renovável: o esquema de estimulação de

energia renovável (SDE - Stimuleringregeling Duurzame Energie). Este mecanismo

foi mais amplo que o MEP, e teve como diferença importante o fato de o número de

novos projetos por ano ter sido limitado por tecnologia. Além disso, a bonificação

variava anualmente, dependendo do preço da eletricidade. O nível da bonificação e

a duração do apoio, máximo de 10 anos, variavam de acordo com cada tecnologia.

Em 2008, o subsídio SDE foi solicitado para muitos novos projetos, mas

existia um tempo considerável entre a aplicação do subsídio e a efetiva instalação do

projeto. Como resultado, o impacto da SDE sobre a produção de eletricidade

renovável em 2008 foi muito limitado.

Em 2011, a Holanda orientou a sua política de energias renováveis para o

cumprimento do objetivo da União Européia, ou seja, vincular 14% de fontes

renováveis até 2020 na sua matriz energética.

Outro mecanismo de apoio às fontes renováveis é o chamado SDE+, que

tem como objetivo estimular por 15 anos a produção de energia a partir de fontes

renováveis. A SDE+ aborda várias falhas dos sistemas anteriores, em especial

promovendo a concorrência entre as tecnologias e projetos.

O SDE+, como seus predecessores SDE e MEP é um sistema feed-in tariffs.

É feita uma estimativa do preço de custo por tecnologia, e a diferença entre este

preço de custo e o preço real de mercado é subsidiado por um período de 15 anos.

O SDE+ será financiado através de uma taxa sobre a conta de energia dos

consumidores residenciais e da indústria.

As principais melhorias na SDE+ incluem:

1. O foco exclusivo em alcançar a meta da UE. Para tecnologias mais caras,

instrumentos distintos serão desenvolvidos;

2. Um orçamento anual, onde todas as tecnologias competem. Isso vai

estimular um desenvolvimento energético mais diferenciado e rentável em fontes

renováveis;

75 3. Permitir que as tecnologias mais rentáveis tenham disponibilidade no

orçamento em primeiro lugar. Uma vez que o orçamento esteja esgotado, o

esquema vai fechar e reabrir no próximo ano;

4. Introdução de uma categoria livre, que permite pioneiros solicitarem apoio

em uma fase anterior. Estes pioneiros devem ter outras fontes de financiamento à

sua disposição, ou serem capazes de produzir energia renovável a custos mais

baixos do que a média estimada da sua categoria de tecnologia.

Do período de 1990, onde as fontes renováveis praticamente não tinham

nenhum espaço no setor energético holandês contribuindo com apenas 0,7% da

matriz energética, até 2010, a porcentagem de fontes renováveis inserida no setor

de energia aumentou para 4,2%. A distribuição por fonte renovável pode ser vista de

acordo com a Figura 4.13.

FIGURA 4.13 – PARTICIPAÇÃO DAS FONTES RENOVÁVEIS NA HOLANDA EM 2010

FONTE: CBS, 2011

4.3 MARCOS REGULATÓRIOS NACIONAIS

A matriz energética brasileira se caracteriza como uma das mais limpas do

mundo, com 45% renovável, enquanto a média mundial é de 14%. Além de possuir

uma matriz renovável, possui uma utilização expressiva destas fontes de energia na

76 geração de energia elétrica, principalmente a hidroeletricidade, tal como é mostrado

na Figura 4.14.

FIGURA 4.14 – GERAÇÃO DE ENERGIA POR FONTE

FONTE: BEN, 2011

Apesar de a geração de energia elétrica brasileira ser predominantemente

hidráulica, o consumo crescente, e o impacto ambiental e social causado pelas

fontes tradicionais de energias, como hidrelétricas e termelétricas, levam o governo

e a sociedade a pensar em novas alternativas para a geração de energia elétrica.

Boa parte da energia elétrica produzida no país é gerada por meio de grandes

usinas hidroelétricas que, mesmo utilizando fonte limpa e renovável, provocam

grandes impactos ambientais e sociais, tais como alagamento de áreas, perda da

biodiversidade local e transferência de famílias para lugares diferentes daqueles que

habitavam.

A existência de usinas termelétricas no Brasil verifica-se principalmente por

duas razões: primeiro, para garantir a confiabilidade do sistema interligado, onde a

disponibilidade das térmicas ajuda na otimização da operação; e segundo, viabilizar

a geração nas regiões cujos mercados consumidores são dispersos e relativamente

pequenos, insuficientes para que estes se tornem parte integrante do sistema

interligado. Por esses motivos torna-se imprescindível a diversificação da matriz com

recursos renováveis, diminuindo a produção de energia em grande escala pelas

77 hidroelétricas, e tirando das usinas termelétricas o suprimento excedente de energia

elétrica.

Foi instituído em 1996, o Programa de Desenvolvimento Energético de

Estados e Municípios (PRODEEM) tendo como objetivo instalar 20 GW de

capacidade de geração de energia renovável em escolas, centros de saúde,

comunidades e sistemas de bombeamento de água. O PRODEEM, que já está

encerrado e foi substituído pelo Programa Luz para Todos, era uma política que

fazia uma análise para definir regiões com dificuldade de abastecimento de energia.

Essas regiões, na maioria das vezes municípios afastados e áreas rurais, eram

passíveis de instalação de placas solares fotovoltaicas, PCH, mini geradores eólicos,

etc. Entre junho de 1996 e dezembro de 2001, o programa instalou

aproximadamente 5 MW de placas solares fotovoltaicas, através de quase nove mil

projetos, sendo que a maioria deles eram projetos autônomos, não conectados à

rede. Devido à sua pequena magnitude (apenas 5 MW em placas solar FV

instalados), o programa não pode ser considerado uma política chave para

promoção de energia renovável no Brasil (IEDI, 2010).

No Brasil, mais do que o fomento às energias renováveis, há a necessidade

da promoção de fontes alternativas de energia. Diante do contexto da crise

energética, dos impactos ao meio ambiente causados pelas fontes não-renováveis e

da necessidade de diversificação da matriz energética, foi publicada, em 1997, a Lei

nº9.478, que trata da Política Energética Nacional (PEN). Esta lei apontou o

direcionamento das políticas nacionais para o aproveitamento racional das fontes de

energia, destacando-se a utilização de fontes alternativas de energia, mediante o

uso econômico dos insumos disponíveis e das tecnologias aplicáveis para a

proteção do meio ambiente, para a promoção da conservação da energia e para a

proteção dos interesses do consumidor quanto ao preço, à qualidade e à oferta dos

produtos (BARROSO NETO, 2010).

Em razão do caminho aberto pela referida lei, as fontes renováveis de

energia como eólica, solar e biomassa configuraram-se como as mais indicadas

para atender à política traçada, visto que são pouco poluentes, contribuem para

redução da emissão de toneladas de gás carbônico (CO2) à atmosfera e, ainda,

disponibilizam um grande potencial de geração, capaz de garantir o suprimento de

energia que o país necessita para o seu desenvolvimento (BARROSO NETO, 2010).

78 A Lei nº9.648, de 27 de maio de 1998, instituiu incentivos à geração elétrica

de pequenas centrais hidrelétricas – PCH’s. Estabeleceu que o potencial hidráulico

de potência superior a 1 MW e igual ou inferior a 30 MW, destinado a produção

independente ou autoprodução, pode ser autorizado pela ANEEL, sem caráter

oneroso e ainda concedeu percentual de redução não inferior a 50% a ser aplicado

aos valores das tarifas de uso dos sistemas de transmissão (TUST) e das tarifas de

uso dos sistemas de distribuição (TUSD). Além disso, permitiu a comercialização de

energia elétrica com consumidores cuja carga seja maior ou igual a 500 kW.

No Brasil, a primeira iniciativa concreta de materialização das diretrizes da

Política Energética Nacional para o desenvolvimento de fontes alternativas de

energia surgiu em 5 de julho de 2001, com o Programa Emergencial de Energia

Eólica (PROEÓLICA), criado através da Resolução nº 24, da Câmara de Gestão da

Crise de Energia Elétrica (GCE). Esse programa tinha como objetivo alcançar, até

dezembro de 2003, a produção de 1.050 MW de energia a partir da fonte eólica. A

resolução determinava a garantia de compra dessa energia, durante 15 anos, por

parte da Eletrobrás. Segundo Dutra (2007), esse programa não atingiu os objetivos

propostos em razão da falta de regulamentação de curto prazo para sua aplicação e

do conseqüente desinteresse dos investidores.

O grande marco regulatório brasileiro no fomento às fontes alternativas e

renováveis de energia foi a Lei nº10.438 de 26 de abril de 2002, que dispõe sobre a

expansão de oferta de energia elétrica emergencial, recomposição tarifária

extraordinária e universalização do serviço público de energia elétrica. Nesta lei foi

criado o Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia (PROINFA) e

a Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), e outras diretrizes.

A CDE tem como objetivo promover o desenvolvimento energético dos

Estados, a competitividade da energia produzida a partir de fontes eólica, pequenas

centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão mineral nacional, nas áreas

atendidas pelos sistemas interligados e promover a universalização do serviço de

energia elétrica em todo o território nacional.

Além do PROINFA e da CDE, a Lei nº 10.438 trata ainda de outros

incentivos às fontes alternativas renováveis, impactantes na geração distribuída

quais sejam (SILVA FILHO, 2005):

79

• Redução das tarifas de uso dos sistemas elétricos de transmissão e

distribuição, para empreendimentos a partir de fontes eólicas e biomassa;

• A energia elétrica produzida por PCH, ou a partir de fontes eólica,

biomassa ou solar pode ser comercializada com consumidores ou conjunto de

consumidores cuja carga seja maior ou igual a 500 kW, independente dos prazos de

carência vigentes;

• Sub-rogação da Conta de Consumo de Combustíveis (CCC) às PHC’s

ou a geração de energia elétrica produzida a partir de fontes eólica, solar e

biomassa, que venham a ser implantados nos sistemas isolados, em substituição a

geração termelétrica existente, ou que desloque sua operação para atender ao

incremento de mercado. A sub-rogação pode ser concedida, ainda, a

empreendimentos que promovam a redução de dispêndio atual ou futuro da CCC

nos sistemas isolados;

• A Eletrobrás pode destinar recursos da Reserva Geral de Reversão

(RGR) para instalações de produção a partir das fontes eólica, solar, biomassa e

PHC’s. Além disso, estabelece que a Eletrobrás deve instituir programas de fomento

específico para utilização de equipamentos, de uso individual ou coletivo, destinados

à transformação de energia solar em energia elétrica, empregando recursos da RGR

e contratados diretamente com as concessionárias e permissionárias.

Em novembro de 2003 foi promulgada a Lei nº10.762 que estabelece que os

empreendimentos hidroelétricos, com potência igual ou inferior a 1.000 kW, e

aqueles com base em fontes solar, eólica, biomassa e cogeração qualificada,

conforme regulamentação da ANEEL, cuja potência instalada seja menor ou igual a

30.000 kW, a ANEEL estipulará percentual de redução não inferior a 50% a ser

aplicado às tarifas de uso dos sistemas elétricos TUSD e TUST, incidindo na

produção e no consumo da energia comercializada pelos aproveitamentos. A

ANEEL publicou a Resolução Normativa no77 em 18 de agosto de 2004

estabelecendo os procedimentos vinculados às tarifas de uso do sistema elétrico,

TUST e TUSD, formulados pela Lei no 10.762.

A Lei nº10.848 promulgada em 15 de março de 2004 é considerada como o

novo marco regulatório do setor elétrico, pois introduziu a Geração Distribuída

oficialmente no Brasil, que é uma ferramenta direcionada a introdução de fontes

alternativas.

80 Em 30 de julho de 2004 o Decreto no5.163 veio regulamentar:

• Geração distribuída: aquela conectada diretamente no sistema elétrico

de distribuição do comprador, proveniente de fontes renováveis de energia ou de

cogeração com eficiência energética maior ou igual a 75%, e com potência inferior a

30 MW;

• Estabeleceu que as concessionárias, as permissionárias, e as

autorizadas do serviço público de distribuição de energia do Sistema Interligado

Nacional (SIN) devem garantir, por meio de licitação na modalidade de Leilões de

Energia, o atendimento à totalidade de seu mercado no Ambiente de Contratação

Regulada (ACR), o que acabou por implementar um novo incentivo às fontes

alternativas no setor elétrica;

• A regulamentação também permite que o agente de distribuição

contrate no limite de até 10% de sua carga a energia elétrica proveniente de

empreendimentos de geração distribuída. Essa compra não se submete ao processo

de leilão. A exigência é que a contratação seja precedida de Chamada Pública

promovida diretamente pelo agente de distribuição, de forma a garantir publicidade

transparente e igualdade de acesso aos interessados (Resolução Normativa

no167).

A Resolução Normativa no247, de 21 de dezembro de 2006, estabelece a

figura do consumidor especial e suas condições para comercialização de energia

elétrica. Como parte do entendimento desta resolução faz-se necessária a definição

destes dois tipos de consumidores:

• Consumidores livres são aqueles que adquirem energia elétrica em

contratos bilaterais livremente negociados no ACL - Ambiente de Contratação Livre,

tanto de fontes convencionais quanto de incentivadas; e satisfaz os requisitos

mínimos estabelecido em legislação específica, com demanda contratada igual ou

superior 3.000kW e ligado em nível de tensão igual ou superior a 69kV.

• Consumidores especiais são aqueles que tenham exercido a opção de

compra de energia elétrica de um fornecedor distinto da concessionária local de

distribuição. Esses consumidores podem contratar energia de fontes renováveis, ou

seja, Pequenas Centrais Hidrelétricas, Usina de Biomassa, Aterros Sanitários, etc.

Os requisitos que caracterizam os consumidores especiais são os de possuírem

81 demanda contratada igual ou superior a 500 kW e de serem atendidos em quaisquer

níveis de tensão.

Nesta resolução, Resolução Normativa no247, se estabelece que os

consumidores especiais devem receber tratamento semelhante ao concedido aos

consumidores livres, podendo adquirir energia incentivada no todo ou em parte. Os

consumidores especiais também ficam autorizados a possuir contratos de compra e

venda de energia incentivada, bem como contratos de fornecimento cativo junto às

concessionárias ou permissionárias de distribuição. O consumidor especial passa a

poder participar do mercado livre, mesmo sem ter as características de um

consumidor livre, sendo a geração a ser comercializada obrigatoriamente oriunda

de: aproveitamentos de potencial hidráulico de potência superior a 1000 kW e igual

ou inferior a 30000 kW, destinados à produção independente ou à autoprodução e

mantidas as características de pequena central hidrelétrica; empreendimentos com

potência instalada igual ou inferior a 1000 kW; empreendimentos cuja fonte primária

de geração seja a biomassa, energia eólica ou solar, de potência injetada nos

sistemas de transmissão ou distribuição menor ou igual a 30000 kW. Assim,

aumentando as possibilidades para comercialização de energia de origem renovável

no mercado livre.

Em 17 de abril de 2012, a ANEEL publicou uma nova Resolução Normativa

no482 que define microgeração e minigeração distribuída, estabelece as condições

gerais para o acesso destas aos sistemas de distribuição de energia elétrica, o

sistema de compensação de energia elétrica (net metering), e dá outras

providências.

Na linha de incentivo à inserção da fonte solar, a ANEEL alterou o valor de

desconto da TUSD e da TUST para fonte solar na Resolução Normativa no77,

através da Resolução Normativa no481 de 17 de abril de 2012, onde estipulou um

desconto de 80% na TUST e TUSD para os primeiros dez anos de operação da

usina, incidindo na produção e no consumo da energia comercializada.

Apesar da previsão legal para sua expansão no país, os principais estímulos

à geração distribuída e às fontes alternativas acabaram sendo o PROINFA, iniciado

em 2004, e os leilões exclusivos de fontes alternativas. A seguir serão vistos com

mais detalhes estes dois incentivos mais importantes (PROINFA e leilões), e no

82 próximo capítulo será tratada a nova regulamentação de acesso da microgeração e

minigeração distribuída aos sistemas de distribuição.

PROINFA:

O Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica

(PROINFA), instituído pela Lei no10.438 e regulamentado pelo Decreto no5025, tem

o objetivo de aumentar a participação de empreendimentos concebidos com base

em fonte eólica, biomassa e pequenas centrais hidrelétricas no Sistema Interligado

Nacional.

O PROINFA é administrado pelo Ministério de Minas e Energia (MME), que

entre outras atribuições, destacam-se:

• Estabelecer o planejamento anual de ações a serem implementadas,

definindo o montante anual de contratação das fontes alternativas de energia e

tentar minimizar o valor dos custos que serão repassados aos consumidores finais;

• Editar, com antecedência a Chamada Pública, e o Guia de Habilitação

por Fonte, estabelecendo as informações necessárias à participação e habilitação

de cada empreendimento no PROINFA;

• Definir o cronograma da Chamada Pública.

A Chamada Pública é o ato de publicidade adotado pela ELETROBRÁS para

a compra de energia elétrica no âmbito do PROINFA, obedecendo à legislação

aplicável e às regras do Guia de Habilitação por Fonte.

A estruturação do programa se deu em duas fases. Na primeira fase,

estabeleceu-se a contratação de 3.300 MW de energia produzidos por fontes

eólicas, biomassa e pequenas centrais hidrelétricas, sendo 1.100 MW para cada

fonte. Os empreendimentos premiados celebrariam contratos de 20 anos, a partir da

data de entrada em operação, com a ELETROBRÁS.

O preço pago pela energia elétrica proveniente dessas fontes na primeira

fase foi estabelecido pelo Poder Executivo na Portaria do MME nº 45, de 30 de

Março de 2004, na qual se definiu os valores econômicos para cada banda

tecnológica que poderia participar do certame. Estes valores, apresentados na

Tabela 4.3, foram estipulados levando-se em consideração a tarifa média nacional

de fornecimento ao consumidor final nos últimos doze meses.

83 TABELA 4.3 - VALOR ECONÔMICO DA TECNOLOGIA ESPECÍFICA DA FONTE

FONTE: MME, 2004

Ao final da primeira chamada pública, realizada em outubro de 2004, foram

contratados 2527,46 MW das três fontes, sendo 1.100 MW de eólica, 1.100 MW de

PCHs e 327,46 MW de biomassa. Como mesmo através da segunda chamada

pública a biomassa não atingiu a meta de 1.100 MW, o potencial faltante (414,76

MW) foi preenchido pelas fontes eólicas e PCHs, como pode ser visto na Tabela 4.4

(VARELLA, 2009)

TABELA 4.4 – FONTES CONTEMPLADAS PELO PROINFA NA PRIMEIRA FASE

FONTE: VARELLA, 2009

A participação da energia eólica na primeira fase do PROINFA superou a

expectativa dos 1.100 GW de cota a ela reservada. Um dos principais motivos

apresentados pelos investidores para o reduzido número de projetos de biomassa

apresentados no PROINFA (685 MW dos 1.100 MW disponível pelo programa)

estava no baixo valor de tarifa oferecida para as tecnologias.

Os empreendimentos premiados tinham que entrar em funcionamento até o

dia 30 de dezembro de 2006. No entanto, tendo em vista alguns contratempos,

sendo mais comuns os relacionados às liberações das licenças ambientais, os

prazos do PROINFA têm sido prorrogados, em 2011 foi aprovada a terceira medida

84 provisória oportunizando mais prazo para que as empreiteiras finalizem os serviços

contratados.

O PROINFA em sua primeira fase apresentou características de dois

mecanismos de incentivos: estipulou uma tarifa de compra de energia (Sistema

Feed-In) para projetos com contratos para vinte anos e também estabeleceu uma

cota inicial de projetos (Sistema de Cotas). Além destes mecanismos, o PROINFA

também apresenta o mecanismo de subsídios para investimentos, ao disponibilizar

linhas especiais do Banco Nacional de Desenvolvimento (BNDES) para projetos

selecionados.

Atingida a meta da primeira fase, o programa prevê ainda a segunda fase,

na qual tais fontes alternativas deverão atender, no prazo de 20 anos, a 10% do

consumo anual nacional de energia elétrica. Mais uma vez os contratos de longo

prazo seriam assegurados por 15 anos entre a ELETROBRÁS e os produtores

independentes de energia. Entretanto, durante a segunda fase, o preço pago pela

energia oriunda das fontes participantes do programa terá como base o custo médio

ponderado de geração de novos aproveitamentos hidráulicos com potência superior

a 30.000 kW e centrais térmicas a gás natural, além de um crédito complementar

proveniente do CDE. Este crédito será calculado pela diferença entre o valor

econômico de cada fonte e o valor pago pela ELETROBRÁS. O valor econômico

será calculado para cada fonte terá como piso 80% da tarifa média nacional de

fornecimento ao consumidor final. Segundo Mendonça (2010), a segunda fase do

PROINFA não deverá ocorrer, já que leilões específicos são atualmente

considerados mais adequados para o fomento das fontes alternativas no país.

Até 31 de dezembro de 2011, o programa conseguiu implantar um total de

119 empreendimentos, constituído por 41 eólicas, 59 pequenas centrais hidrelétricas

(PCHs) e 19 térmicas a biomassa. Juntos, os 119 empreendimentos têm capacidade

instalada de 2.649,87 MW, compreendendo 963,99 MW em usinas eólicas, 1.152,54

MW em PCHs e 533,34 MW em plantas de biomassa. A energia elétrica gerada

anualmente por essas usinas é suficiente para abastecer o equivalente a cerca de

4,5 milhões de brasileiros (ELETROBRÁS, 2012)

85 LEILÕES DE ENERGIA:

Na base da legislação do novo modelo energético, foram criados os Leilões

de Energia, visando atender a um dos pilares de sustentação deste modelo, a

modicidade tarifária. Os leilões podem ser de energia nova, de energia existente, de

ajuste ou leilões específicos para um conjunto de tecnologias (renováveis), para uma

única tecnologia ou para um projeto (grandes hidroelétricas).

Anualmente são realizados dois leilões de energia nova: A-5 e A-3, que

promovem a construção de nova capacidade para cobrir a o aumento de demanda

das distribuidoras com contratos de duração entre 15 e 30 anos. Os leilões de

energia existente são chamados de A-1 e complementam os contratos de energia

nova. Os contratos possuem duração de 5 a 15 anos e são realizados anualmente.

Os leilões de ajuste são conhecidos como A-0. A duração do contrato é de até 2

anos, sendo realizados 3 a 4 vezes por ano, e o contrato se inicia no mesmo ano. A

distribuidora possui um limite de 1% da sua carga total para contrato nesse tipo de

leilão. Os leilões especiais são relacionados em função do interesse político de

promover determinada tecnologia, como de fontes alternativas; projetos estratégicos

para o país, como grandes hidroelétricas e leilões de energia de reserva. A

legislação atual não estabelece uma periodicidade para realização deste tipo de

leilões (BARROSO et al., 2009).

Com relação às fontes alternativas, há dois tipos distintos de contratação

específica, através dos Leilões de Reserva (LER) e dos Leilões de Fontes

Alternativas (LFA).

O 1o leilão de fontes alternativas ocorreu no dia 18 de junho de 2007, com

o objetivo de atender a demanda das distribuidoras e promover a contratação de

energia proveniente de fontes alternativas implantadas no SIN, a partir de 2010. O

edital definiu as regras para a participação do certame e estipulou o preço teto de R$

135,00/MWh para hidrelétricas e R$ 140,00/MWh para as demais fontes.

Participaram do leilão 36 empreendimentos, e o resultado consolidou a inserção de

638,64 MW de potência instalada, sendo deste montante, 511,9 MW a partir de

biomassa de cana-de-açúcar, 30 MW a partir de criadouros agrícolas, e 96,74 MW

de PCH´s. As usinas eólicas não participaram do processo. O valor médio global de

contratação foi de 138,44 R$/MWh, 139,58 R$/MWh apenas para os projetos

termoelétricos e 134,99 R$/MWh para as PCHs.

86 O 1o leilão de reserva ocorreu no dia 14 de agosto de 2008, e tinha e

objetivo de contratar energia proveniente de biomassa para entrada em operação

nos anos de 2009 e 2010, com contrato de 15 anos. O valor máximo do 1º Leilão de

Reserva foi estabelecido em R$ 61,00/MWh. Neste procedimento licitatório foram

colocados dois produtos para a contratação: 2009-ER15, que é a energia

proveniente de biomassa, com início de suprimento em 2009; e o 2010-ER15, que

também é a energia proveniente de biomassa, porém com início de suprimento em

2010. O produto 2009 – ER15 teve, após a realização do certame, o Índice de

Classificação do Empreendimento (ICE) médio de R$ 60,86/MWh e foram

contratados 3 empreendimentos, a um total de R$ 694 milhões, que se localizam

todos na Região Sudeste. Já para o produto 2010 – ER15, que teve o ICE médio de

R$ 58,71/MWh, foram contratados 28 empreendimentos a um total de R$ 10,028

bilhões, sendo um na Região Nordeste, cuja a matéria prima foi o capim elefante; e

todos os demais no Sudeste, com geração a partir de bagaço de cana. Assim sendo,

ao final foi comercializado um total de 548 MW médios (2.379,40 MW).

O 2o Leilão de Reserva (Primeiro Leilão de Energia Eólica) ocorreu no

dia 14 de dezembro de 2009, com o objetivo de contratação de energia elétrica

reserva proveniente exclusivamente de fonte eólica para entrada em operação em

2012, com contratos de 20 anos. O preço teto inicial foi de R$ 189,00/MWh. Após a

realização do leilão foram contratados 1.805,7 MW, a um preço médio de venda de

R$ 148,39/MWh. Com o leilão, será viabilizada a construção de um total de 71

empreendimentos de geração eólica em cinco estados das Regiões Nordeste e Sul.

O montante financeiro transacionado em decorrência do certame alcançará R$

19,59 bilhões ao final do período de vigência dos contratos.

O 3o leilão de reserva foi realizado nos dias 25 e 26 de agosto de 2010, e

foi divido em 3 fases, as duas primeiras negociaram contratos para termelétricas a

biomassa com início de suprimento em 2011 e 2012, e a terceira fase negociou os

contratos de PCHs, termelétricas a biomassa e centrais eólicas, com início de

suprimento em 2013. A vigência dos contratos era de 15 anos para termelétricas a

biomassa, 20 anos para projetos eólicos e 30 anos para PCHs. O terceiro leilão

reserva realizou a contratação de 647,9 MW de termelétricas a biomassa, 30,5 MW

de PCHs e 528,2 MW de projetos eólicos. Os preços médios praticados, na data

base do certame, foram de 145,27 R$/MWh para termelétricas a biomassa, 130,72

87 R$/MWh para PCHs e 122,69 R$/MWh para projetos eólicos. O preço médio global

do certame, foi de 131,62 R$/MWh (MOLINARI FILHO, 2011).

Também, em 2010 realizou-se o 2o leilão de fontes alternativas,

concomitantemente ao terceiro leilão de reserva, no dia 26 de agosto de 2010. O

certame foi realizado para dois produtos simultâneos, um para PCHs, e outra para

centrais eólicas e termelétricas a biomassa. Os contratos para o produto PCH tinham

início de suprimento em janeiro de 2013 findando em dezembro de 2042. Os

contratos de termelétricas a biomassa e projetos eólicos tinham início de suprimento

em janeiro de 2013, e vigência de 20 anos, até dezembro de 2032. Os resultados

demonstraram a contratação de 101 MW de potência através de PCHs, 1.519,6 MW

de potência eólica e 65 MW de potência de termelétricas através de biomassa. Os

preços de médios de contratação, na data base de negociação do certame, foram de

146,98 R$/MWh para o produto quantidade (PCHs). Uma única termelétrica a

biomassa negociou energia no certame e seu preço de venda foi de 137,92

R$/MWh, sendo assim, expurgado o efeito desta unidade, o preço médio exclusivo

dos projetos eólicos foi de 134,10 R$/MWh (MOLINARI FILHO, 2011).

Por fim, em 18 de agosto 2011 foi realizado o 4o Leilão de Reserva, onde

foram negociados contratos para projetos termelétricos a biomassa e projetos

eólicos, com início de suprimento em 2014 e vigência de 20 anos. A contratação

total do leilão foi de 1.218,1 MW por um total de 41 empreendimentos. Do total,

861,1 MW foram de projetos eólicos e 357 MW de termelétricas a biomassa. Os

preço médio de contratação foi de 99,61 R$/MWh, sendo que, o preço médio

exclusivo dos projetos eólicos foi de 99,54 R$/MWh e dos projetos termelétricos foi

de 100,40 R$/MWh (MOLINARI FILHO, 2011).

A Figura 4.15 apresenta um resumo dos resultados dos Leilões.

88

FIGURA 4.15 – RESULTADOS DOS LEILÕES

FONTE: MOLINARI FILHO, 2011

Pode-se extrair que tem aumentado a oferta de energia nos leilões desde o

primeiro, e também os preços vêm caindo significativamente.

4.4 COMPARATIVO ENTRE OS MARCOS REGULATÓRIOS DE INCENTIVO ÀS

FONTES RENOVÁVEIS

A Tabela 4.5 apresenta um quadro comparativo dos principais marcos

regulatórios de incentivo às fontes renováveis implantados nos países considerados

neste trabalho, seu tipo de mecanismo de incentivo e uma descrição.

89 TABELA 4.5 – COMPARATIVO DOS MARCOS REGULATÓRIOS

País Data Mecanismo Incentivo Descrição

Alemanha

1991 EFL - Feed-in Law Feed-in Tariffs Preço-fixo por tipo de tecnologia ($/kWh)- preço premium acima do valor da energia convencional.

2000 EEG - Lei das Energias Renováveis Feed-in Tariffs Continuidade da política existente com alguns ajustes: foi incluído uma taxa de decaimento no preço premium para garantir avanços tecnológicos e redução de preços.

Reino Unido

1990 NFFO- Non-Fossil Fuel Obligation Sistema de Leilão Chamada publica para uma determinada quantidade de energia renovável. A oferta mais barata ganhava o contrato.

2002 RO - Renewables Obligation Sistema de Cotas

Certificados verdes

O governo define uma cota de energia a partir de fontes renováveis a todas as empresas de distribuição. Existem multas para as empresas que não atenderem a cota, e há a possibilidade de comercialização dos certificados verdes.

2010 CEC - Clean Energy Cashback Feed-in Tariffs Incentiva a geração renovável de eletricidade de pequeno porte (potência inferior a 5 MW) e descentralizada por organizações, empresas, comunidades e indivíduos a partir da garantia de remuneração pela eletricidade de baixo carbono gerada.

Holanda

1990 MAP - Acordos Voluntários Mercado voluntário

de Certificados verdes

Acordos entre o governo e as empresas de energia para atender metas voluntárias.

1997 Ecotaxa - Isenção de Taxa Incentivos fiscais Consumidores de fontes de energia renovável não pagavam a Ecotaxa (taxa aplicada sobre o consumo de gás e eletricidade).

2003 MEP - SDE - SDE+ Feed-in Tariffs Preço premium acima do valor da energia convencional.

Estados Unidos

1978 PURPA - Public Utilities Regulatory Policy Act

Feed-in Tariffs As empresas concessionárias de energia deveriam conectar e comprar energia elétrica de produtores independentes, cuja origem fosse renovável.

1983 RPS - Renewable Portfolio

Standard Sistemas de Cotas

Certificados Verdes

Certa porcentagem do uso de energia elétrica deve ser proveniente de fontes renováveis. A legislação permite que, ao invés de gerar ou comprar energia elétrica gerada a partir de fontes renováveis, uma dada empresa possa atender suas metas comprando créditos no mercado.

1998 PBC - Public Benefits Funds Incentivos fiscais Dá suporte a programas de caráter público, como ações de eficiência energética, assistência energética aos consumidores de baixa renda, pesquisa e desenvolvimento de energias renováveis. Sua coleta de fundos se dá a partir da adição de uma taxa à tarifa de eletricidade do consumidor.

2005 Net Metering Net Metering Permite que consumidores de eletricidade instalem equipamentos de geração de energia a partir de fontes renováveis em suas casas. Quando a energia gerada for superior à consumida é possível utilizar esse crédito no abatimento da fatura nos meses posteriores.

Brasil

2004 PROINFA Sistema de Cotas

Feed-in Tariffs Programa de incentivo às fontes alternativas de energia que prevê a contratação, por um determinado preço, de energia elétrica a partir destas fontes.

2007 Leilões de energia Sistema de Leilão Leilões de Fontes alternativas e leilões de reserva.

2012 Acesso à Micro e

Minigeração distribuída Net Metering Prevê o sistema de compensação de energia e delimita regras de conexão destes sistemas à rede local.


90 As políticas para geração de energia elétrica a partir de fontes renováveis e

alternativas implantadas na Alemanha, Estados Unidos, Holanda e Reino Unido

foram baseadas, principalmente, nos mecanismos feed-in, de cotas e leilão.

O sistema Feed-In adotado na Alemanha, tanto na EFL quanto na EEG,

apesar de intensamente criticado internamente pelos altos valores pagos pela

geração de energia renovável, promoveu um crescimento da indústria e até um

ambiente competitivo entre elas, o que resultou em um grande desenvolvimento

tecnológico e redução nos preços. A transição do sistema Feed-In para o Sistema de

Cotas é uma opção hoje para a Alemanha, visto o amadurecimento das fontes

renováveis local, e a redução dos preços também caracterizados pela EEG em

andamento.

No Reino Unido se destaca a implementação dos três principais

mecanismos de incentivo às fontes renováveis, visto que a NFFO, RO e CEC (três

principais políticas de incentivo do país) se basearam, respectivamente, nos

mecanismos de leilão, cotas e feed-in. Até o momento, a RO, no Reino Unido,

apresenta-se como um mecanismo competitivo, principalmente ao vincular parte da

remuneração da energia gerada por fontes renováveis ao preço de mercado da

energia elétrica. Apesar desta competitividade, a RO ainda não se mostrou eficiente

no desenvolvimento de um mercado específico para energia renovável no Reino

Unido.

Na Holanda, o grande problema quanto às suas políticas de incentivo é que

se caracterizaram por instrumentos não claros e complexos, por isso não

alcançaram grande efetividade.

Nos Estados Unidos são observadas importantes diferenças nas políticas

dos estados. Além disso, há uma intensa gama de incentivos financeiros, políticos,

regulatórios, bem como normas de conexão à rede, exigências para construções

verdes e certificação de equipamentos, entre outras regras, que têm incentivado o

desenvolvimento das fontes renováveis no País.

No Brasil as fontes renováveis de energia começaram a se inserir em maior

escala através do PROINFA, que teve um importante papel inicial na criação de um

mercado de fontes renováveis no país, ainda que o programa tenha sido marcado

por atrasos na entrada em operação de seus empreendimentos Esse programa se

enquadra dentro do contexto do Sistema Feed-in e Cotas, com contratos de longo

91 prazo e uma remuneração garantida pelo governo. Outra crítica que se pode fazer

ao PROINFA é que o Brasil já deveria ter incluído a energia solar fotovoltaica em

sua política.

A política pública brasileira que promove a energia solar fotovoltaica, ainda

que de forma bastante tímida era o Programa para o Desenvolvimento da Energia

nos Estados e Municípios (PRODEEM), recentemente substituído pelo programa

Luz para Todos. Tais programas, contudo, não possuem características de tarifas

feed-in e de nenhuma forma incentivam ao desenvolvimento tecnológico e industrial

dessa tecnologia. Recentemente, foi aprovado um incentivo à fonte solar, que foi o

desconto de 80% nas tarifas de uso do sistema de distribuição e transmissão.

No Brasil hoje, os leilões específicos para as fontes alternativas são

considerados pelo Governo o principal mecanismo de incentivo às fontes renováveis.

Costa (2006) fez uma análise da eficácia dos instrumentos regulatórios

adotados para a promoção de fontes renováveis de energia no Reino Unido,

Holanda e Alemanha. Levando em consideração os resultados obtidos no aumento

da participação das fontes renováveis no consumo final de eletricidade ao longo de

um determinado período, o autor chegou à conclusão que o sistema Feed-In

estimulou de forma mais eficiente a inserção das fontes renováveis no consumo final

de eletricidade, pois “(...) possui a vantagem de garantir a segurança do

investimento, permite o ajuste do valor do “preço premium” ao longo do tempo, e

garante o desenvolvimento de tecnologias no médio e logo prazo. E ainda garante a

expansão das fontes renováveis a custos razoáveis para o consumidor. O sucesso

do feed-in estaria no valor do “preço premium” a ser pago pelos geradores de fontes

renováveis, que tem que ser suficiente para garantir o retorno e a segurança do

investimento.”

O diferencial deste programa, em relação aos demais instrumentos, é que

não existe a estipulação de um percentual de energia que deve ser produzida.

Assim, todo o montante gerado será comprado e, portanto, os investidores possuem

uma segurança de retorno do investimento. Isto, porém, dificulta o planejamento no

setor elétrico e o controle dos custos.

No Sistema de Leilão existe a tendência à redução dos preços-teto,

aumentando a busca pela competitividade econômica das fontes renováveis. A

lógica por trás da aplicação de instrumentos de fomento ao uso de fontes renováveis

92 e alternativas está centrada na competição desigual entre os custos das fontes

alternativas e das tradicionais. A partir do momento que esses custos se tornam

próximos, a competitividade começa a existir e a opção por escolhê-las passa a ser

também a econômica. Nesse momento, não há mais a necessidade de instrumentos

regulatórios de incentivo. Assim, é justamente nesse caminho que deveriam seguir

os instrumentos regulatórios, inclusive para que seja justo também ao consumidor

final que paga a conta de energia elétrica.

Em geral, quanto mais a tecnologia em questão está madura e competitiva

em relação às tecnologias convencionais, mais a política de incentivo deverá possuir

mecanismos de mercado, em vez de mecanismos públicos. Os mecanismos de

mercado geralmente distorcem menos os preços e interferem menos na

concorrência e no sistema de livre mercado da economia. Assim, os processos de

P&D e demonstração de tecnologias demandarão políticas de mecanismo

puramente público. À medida que a tecnologia vai ganhando escala, ela poderá

gozar de incentivos de mercado regulados pelo governo como os mecanismos de

feed-in, sistemas RPS, certificados de produção de energia renovável, dentre outros.

Esse processo pode ser visto na Figura 4.16 (IEDI, 2010).

FIGURA 4.16 – TIPOS DE POLÍTICAS EM FUNÇÃO DA MATURIDADE TECNOLÓGICA

FONTE: IEDI, 2010

93 As elipses de cor amarela dizem respeito a determinada tecnologia de

geração de energia renovável. Os retângulos azuis esquematizam o tipo de política

mais adequada para incentivar dada tecnologia. O eixo horizontal é o eixo do tempo,

quanto mais à direita maior é o número de consumidores da tecnologia. O eixo

vertical é relativo ao quanto a tecnologia já está madura e competitiva

economicamente. Assim tecnologias no canto superior direito são as mais

competitivas e desenvolvidas. Já aquelas que se encontram no canto inferior

esquerdo da figura, são tecnologias em estágio inicial de inserção no mercado, com

tecnologias ainda bastante novas e disponíveis para um número ainda reduzido de

consumidores (IEDI, 2010).

Finalmente, a partir da Figura 4.17 é possível ressaltar a trajetória ideal às

políticas de incentivos dos países estudados: presença de incentivos financeiros e

econômicos que proporcionarão o desenvolvimento de uma indústria nacional;

mecanismos com definição de metas de longo prazo; mecanismos com

remunerações decrescentes, diferenciadas por tecnologia e capacidade do

empreendimento; revisões periódicas do nível de remuneração; e repasse, aos

consumidores de energia elétrica, dos preços mais elevados da energia proveniente

de fontes alternativas. A meta dessas políticas é estimular o uso de tais fontes até

que elas se tornem competitivas com as fontes tradicionais e não necessitem mais

de incentivos.

FIGURA 4.17 – INCENTIVOS E A EVOLUÇÃO IDEAL

FONTE: DUTRA, 2007

94 4.5 CONSIDERAÇÕES FINAIS DO CAPÍTULO

Apesar do estágio inicial de incentivo às fontes renováveis alternativas no

Brasil, pode-se concluir que a experiência nacional já consegue atingir alguns saldos

quanto à eficácia em alguns critérios, tais como aumento da capacidade instalada,

alcance do objetivo definido pela política e redução dos custos de geração a partir

de fontes renováveis alternativas. Constata-se que o PROINFA e os leilões de

energia são eficazes no critério de aumento da capacidade instalada, uma vez que

já especificam a capacidade de energia que será ofertada.

Da análise do contexto político em que os instrumentos são adotados,

conclui-se que não há um só mecanismo que possa ser aplicado em cada momento

histórico. Desta forma, podem coexistir num mesmo momento a aplicação de dois ou

mais tipos de metodologia. O importante antes da aplicação de um instrumento é

avaliar a maturidade tecnológica e competitiva de cada fonte para que, com isto,

possa ser escolhido o mecanismo mais apropriado para a fase de desenvolvimento

em que se encontra a fonte. Isso significa a necessidade do acompanhamento

periódico do estágio de evolução das bandas tecnológicas, já que algumas fontes

podem evoluir mais rapidamente do que outras, e, desta forma, da constante

avaliação do instrumento adotado.

Estas políticas precisam ser constantemente avaliadas para que se possa

atingir um ótimo social, ambiental e econômico. E, assim sendo, os mecanismos

regulatórios devem ser reestruturados, reavaliados e aprimorados com regularidade

para estarem bem adaptados ao contexto político e econômico em que se

enquadram.

95 5 NOVA REGULAMENTAÇÃO DE ACESSO À MICRO E MINIGERAÇÃO

DISTRIBUÍDA COM FONTES RENOVÁVEIS AO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO

5.1 INTRODUÇÃO

Nos últimos anos uma série de fatores vem influenciando na mudança do

modelo de negócio do setor elétrico mundial como a inserção de novas tecnologias,

principalmente as renováveis de geração de pequeno porte, a disseminação e

consolidação do Smart Grid, a busca por novas alternativas de saneamento da

necessidade e expansão do sistema, a melhora continua na qualidade da energia,

além da busca por parte dos consumidores de um mecanismo que possibilite a

contribuição direta dos mesmos em relação à segurança e sustentabilidade do

sistema.

Em outros países já houve avanços, e hoje, devido às condições de

desenvolvimento, o Brasil vem demonstrando também estas características.

Portanto a criação de um novo modelo é essencial. O modelo de regulação, da

forma como se apresenta atualmente, pode não ser totalmente adequado, mas já

apresenta melhorias quanto à disseminação em massa da possibilidade de geração

de pequeno porte. Isto pode acontecer em diversas tecnologias, desde solar

fotovoltaico em residências, como eólico de pequeno porte, hidrogênio energético, e

outras.

Para tal, a ANEEL aprovou em 17 de abril de 2012 a Resolução Normativa

no482 que estabelece as condições gerais para o acesso da micro e minigeração

distribuída aos sistemas de distribuição, de modo a buscar formas de reduzir as

barreiras técnicas e regulatórias existentes para a conexão da geração distribuída de

pequeno porte, além de aprovar e regulamentar o sistema de compensação de

energia (net metering). A Figura 5.1 mostra o esquema básico do atual marco

regulatório sobre GD no Brasil.

96

FIGURA 5.1 – REDUÇÃO DAS BARREIRAS REGULATÓRIAS PARA GD

FONTE: ANEEL, 2012d

Como resultado desta resolução, foi adicionado ao Manual de

Procedimentos de Distribuição da ANEEL (PRODIST), em seu Módulo 3 – Acesso ao

sistema de distribuição, a Seção 3.7 – Acesso de Micro e Minigeração

Distribuída, que será detalhada mais para frente (PRODIST, 2012).

5.2 HISTÓRICO DE APROVAÇÃO DA NOVA REGULAMENTAÇÃO

Em 8 de setembro de 2010, a ANEEL publicou a Nota Técnica no0043/2010

com uma proposta de abertura de Consulta Pública para o recebimento de

contribuições visando reduzir as barreiras para a instalação de geração distribuída

de pequeno porte, a partir de fontes renováveis, conectada em tensão de

distribuição. O objetivo da nota era o de apresentar os principais instrumentos

regulatórios utilizados no Brasil e em outros países para incentivar este tipo de

geração conectada à rede, também o de buscar contribuições, dos interessados em

participar da Consulta Pública, para questões que o regulador deve enfrentar para

reduzir as barreiras existentes. A nota tinha 33 questões divididas em seis temas

principais, visando mapear as principais barreiras e auxiliar os estudos da Agência

sobre o assunto, a saber: Caracterização dos empreendimentos; Conexão à rede;

97 Regulação; Comercialização de energia; Propostas; e Questões gerais (ANEEL,

2010).

Foram recebidas 577 contribuições de 39 entidades, como Distribuidoras,

Geradoras, Consumidores, Associações, Pesquisadores, Profissionais de

Engenharia e demais interessados no tema.

Com o objetivo de apresentar os resultados da análise das contribuições

recebidas na Consulta Pública no15/2010, realizada no período de 10 de setembro

de 2010 a 9 de novembro de 2010, foi publicada em 9 de fevereiro de 2011 a Nota

Técnica no0004/2011 (ANEEL, 2011a).

A seguir, apresentam-se as principais conclusões das contribuições

recebidas (ANEEL, 2011a):

• A geração distribuída de pequeno porte deve ser caracterizada por

meio da potência, fonte primária de energia, nível de tensão e a localização da

planta;

• Incluir no PRODIST uma seção para tratar do acesso de pequenos

geradores, de forma a padronizar a conexão e acesso, além de servir de referência

para as distribuidoras elaborarem suas normas técnicas;

• A ANEEL deve elaborar uma página específica em seu sítio para

concentrar as informações sobre geração distribuída;

• A ANEEL deve estabelecer os requisitos mínimos para a conexão de

pequenos geradores, por nível de tensão, definindo critérios para garantir a

qualidade da energia, a segurança das pessoas e equipamentos, de forma

proporcional ao porte das usinas;

• Criar procedimentos para avaliação expedita dos projetos e instalações

de geradores de pequeno porte, classificados com base em parâmetros de tensão,

potência e fonte, entre outros;

• Riscos existentes para as distribuidoras na compra de energia, via

Chamada Pública: exposição involuntária das empresas no mercado de curto prazo,

nos casos de indisponibilidade das usinas ou atrasos na entrada em operação; limite

de repasse, Valor de Referência (VR), para a tarifa.

• Como o VR é calculado com base nos leilões A-5 e A-3, seu valor é

considerado baixo para incentivar os geradores de pequeno porte, mas é útil para

incentivar a contratação eficiente de energia por parte das distribuidoras;

98

• Existe uma lacuna sobre a forma de contabilização e comercialização

da energia produzida por geradores de pequeno porte. Na verdade, a dificuldade

reside na adoção das mesmas regras para usinas de portes diferentes, resultando

em prejuízo para as menores plantas;

• Os contratos de uso e conexão ao sistema de distribuição (CUSD e

CCD) precisam ser ajustados e simplificados para permitir a integração de pequenos

geradores. Deve ser avaliada a possibilidade de dispensar a assinatura de tais

contratos em determinados casos;

• As regras do Ambiente de Contratação Livre (ACL) foram elaboradas

para regular as transações de grandes blocos de energia, realizadas por grandes e

médios agentes de geração, distribuição e consumo, não sendo, portanto,

adequadas para a tratar a geração distribuída de pequeno porte;

• Os geradores e consumidores (livres e especiais) buscam contratos de

longo prazo, com baixos riscos, preços atraentes, regras claras e adaptadas para

esse tipo de geração (sazonal e intermitente), mas encontram exatamente o

contrário ao se depararem com as regras e condições oferecidas no mercado;

• A CCEE informou na Consulta Pública que está elaborando uma

proposta de aprimoramento da adesão e representação de pequenos agentes

(consumidores especiais e geradores) visando à simplificação dos processos e

viabilizar a expansão do mercado;

• A adoção do sistema Net Metering seria viável nas áreas de concessão

onde já existe a paridade tarifária com a tarifa final do consumidor, após a inserção

de impostos (ICMS, PIS e Cofins), como em Minas Gerais, por exemplo;

• A maior parte das contribuições entende que há necessidade de

incentivos adicionais (tarifa feed-in, subsídios, reduções fiscais, etc.) para o

desenvolvimento sustentável da geração distribuída de pequeno porte no país, e que

o sistema Net Metering não seria suficiente para garantir isso;

• A principal barreira regulatória apontada foi a falta de regulamentos

específicos para geração distribuída, com tratamento de questões sobre conexão,

medição, contratação de energia, cálculo de garantia física e lastro para fontes

intermitentes;

O objetivo da Consulta Pública nº15/2010 foi alcançado, pois a expressiva

participação dos agentes permitiu o mapeamento das principais barreiras para a

99 instalação da geração distribuída de pequeno porte, e as contribuições serviram de

guia para as ações da ANEEL nesse assunto.

Em 20 de junho de 2011 foi publicada a Nota Técnica no0025/2011, que

propôs abertura de Audiência Pública para o recebimento de contribuições, que

tinham como objetivo recomendar alterações em Resoluções e nos Procedimentos

de Distribuição (PRODIST), visando reduzir as barreiras para a instalação de

geração distribuída de pequeno porte, a partir de fontes incentivadas, conectada em

tensão de distribuição, e também alteração do desconto na TUSD e TUST pra usinas

com fonte solar. Em anexo a nota técnica havia as minutas dos Módulos 1 e 3 do

PRODIST (ANEEL, 2011b).

Entre as propostas desta nota técnica, pode-se destacar:

a) Para centrais geradoras com potência instalada menor ou igual a 1 MW e

que utilizem fontes incentivadas:

Definições:

• Microgeração Distribuída Incentivada: Central geradora de energia

elétrica, com potência instalada menor ou igual a 100 kW e que utilize fonte

incentivada de energia conectada na rede de baixa tensão da distribuidora através

de instalações de consumidores, podendo operar em paralelo ou de forma isolada,

não despachada pelo ONS.

• Minigeração Distribuída Incentivada: Central geradora de energia

elétrica, com potência instalada maior que 100 kW e menor ou igual a 1 MW e que

utilize fonte incentivada de energia conectada diretamente na rede da distribuidora,

em qualquer tensão, ou através de instalações de consumidores, podendo operar

em paralelo ou de forma isolada, não despachada pelo ONS.

Sistema de Compensação de energia:

• Consiste na medição do fluxo de energia em uma unidade consumidora

dotada de pequena geração, por meio de medidores bidirecionais. Assim, um único

medidor é capaz de registrar a energia consumida e a energia gerada em um ponto

de conexão. Os créditos terão prazo de validade de 12 meses.

• Se a geração for maior que a carga, o consumidor receberá um crédito

em energia (isto é, em kWh e não em unidades monetárias) na próxima fatura. Caso

100 contrário, o consumidor pagará apenas a diferença entre a energia consumida e a

gerada, sendo mantido o custo de disponibilidade.

• Pode-se considerar o Sistema de Compensação de Energia como uma

ação de eficiência energética, pois haverá redução de consumo e do carregamento

dos alimentadores em regiões com densidade alta de carga, com redução de perdas

e, em alguns casos, postergação de investimentos na expansão do sistema de

distribuição.

• O Parecer nº 0282/2011-PGE/ANEEL forneceu amparo jurídico para a

proposta apresentada neste item, concluindo pela competência da ANEEL para

estabelecer esta nova relação entre o consumidor com geração distribuída e a

distribuidora.

Alterações em Resoluções:

• Resolução normativa no414/10: definição do sistema de compensação

de energia e a forma de faturamento.

o O medidor de 4 Quadrantes (bidirecionais) será pago pelo consumidor;

o Prazo de validade dos créditos: 12 meses;

o Se a geração > consumo, o consumidor paga apenas o custo de

disponibilidade e os créditos poderão ser utilizados nos meses

subseqüentes;

o Para consumidor com tarifa horossazonal, a energia gerada deverá

abater o consumo no mesmo posto horário. Se houver excedente de

geração, o montante será utilizado para compensar o consumo no outro

posto tarifário segundo a relação entre as tarifas de energia (ponta e fora

de ponta).

• Os montantes de energia gerada, que não tenham sido compensados

na própria unidade consumidora, podem ser utilizados para compensar o consumo

de outras unidades previamente cadastradas para esse fim, atendidas pela mesma

distribuidora, cujo titular seja o mesmo da unidade com sistema de compensação de

energia.

101 Alterações no PRODIST:

• Inserir os conceitos de Mini e Microgeração Distribuída Incentivada no

PRODIST.

• Módulo 3 (Acesso): Inserir uma seção específica para tratar o acesso

de Mini e Microgeração Distribuída Incentivada.

o Dispensar a celebração do CUSD e CCD para as centrais que

participem do Sistema de Compensação de Energia da distribuidora local,

bastando firmar um Acordo Operativo.

o Atribuir à distribuidora a responsabilidade de realizar todos os estudos

para a integração de micro e minigeração distribuída, sem ônus para o

acessante.

o Definição dos requisitos mínimos e, em alguns casos máximos, para o

sistema de proteção das usinas, divididos por porte da usina e nível de

tensão de conexão.

Disposições Gerais:

• A unidade consumidora que aderir ao Sistema de Compensação de

Energia da distribuidora deverá ser faturada conforme a Resolução Normativa nº

414, de 2010.

• As distribuidoras deverão elaborar ou revisar normas técnicas para

tratar do acesso de minigeração e microgeração distribuída incentivada, utilizando

como referência o PRODIST, as normas técnicas brasileiras e, de forma

complementar, as normas internacionais. Prazo: 180 dias.

• Simplificação do registro das centrais geradoras: a distribuidora será

responsável pela coleta das informações das unidades geradoras junto aos micro e

minigeradores distribuídos incentivados e envio dos dados constantes dos Anexos

das Resoluções Normativas nos 390/2009 e 391/2009 para a ANEEL.

b) Para Fonte Solar:

• Propõe-se alteração na Resolução Normativa no77/2004 para elevar o

desconte na tarifa de uso do sistema de distribuição e transmissão (TUSD e TUST)

de 50% para 80%, para potência injetada de até 30 MW.

102 A ANEEL realizou a Audiência Pública nº 42/2011 para o recebimento de

contribuições no período de 8 de agosto de 2011 a 14 de outubro de 2011, com

seção presencial no dia 6 de outubro de 2011 na sede da ANEEL. Foram recebidas

403 contribuições de 51 diferentes agentes, incluindo distribuidoras, geradoras,

universidades, fabricantes, associações, consultores, estudantes, político e demais

interessados no tema.

Em 29 de fevereiro de 2012, foi publicada a Nota Técnica no0020/2012,

com o objetivo de apresentar o resultado da análise das contribuições recebidas em

Audiência Pública no42/2011, através das principais alterações nas minutas da

resolução e da nova seção do Módulo 3 do PRODIST (ANEEL, 2012a).

Finalmente, em 17 de abril de 2012 foi publicada a Resolução normativa

no481 (ANEEL, 2012b):

Art. 1º Alterar a Resolução Normativa nº 77, de 18 de agosto de 2004, que

passa a vigorar acrescida do seguinte art. 3º-A:

“Art. 3º-A Para a fonte solar referida no art. 1º fica estipulado o desconto de

80% (oitenta por cento), para os empreendimentos que entrarem em operação

comercial até 31 de dezembro de 2017, aplicável nos 10 (dez) primeiros anos de

operação da usina, nas tarifas de uso dos sistemas elétricos de transmissão e de

distribuição – TUST e TUSD, incidindo na produção e no consumo da energia

comercializada.

§1º O desconto de que trata o caput, será reduzido para 50% (cinquenta por

cento) após o décimo ano de operação da usina.

§2º Os empreendimentos que entrarem em operação comercial após 31 de

dezembro de 2017 farão jus ao desconto de 50% (cinquenta por cento) nas referidas

tarifas.”

Ainda na mesma data, foi publicada a Resolução normativa no482, que

representou um marco histórico no setor de energia brasileiro, e estabeleceu as

condições a seguir (ANEEL, 2012c):

• As distribuidoras devem adequar seus sistemas comerciais e elaborar

ou revisar normas técnicas, num prazo de 240 dias, para tratar do acesso de

microgeração e minigeração distribuída, utilizando como referência as informações

contidas no PRODIST;

103

• Ficará dispensada a assinatura dos contratos de uso e conexão para a

central geradora que participe do sistema de compensação de energia;

• A adesão ao sistema de compensação permite que a energia injetada

na rede e não utilizada pelo consumidor seja compensada nas faturas dos meses

subsequentes, através de créditos, com validade de 36 meses a contar da data do

faturamento, ou poderão ser utilizadas para compensar o consumo de outras

unidades consumidoras, cujo titular seja o mesmo. Após esse prazo, o eventual

saldo será revertido à modicidade tarifária;

• Deverá ser cobrado no mínimo o valor referente ao custo de

disponibilidade para o consumidor do grupo B, ou da demanda contratada para o

consumidor do grupo A;

• Os custos referentes às adequações no sistema de medição serão

suportados pelo consumidor, sendo equivalentes à diferença entre o custo requerido

para implantação do sistema de compensação e o custo do medidor convencional,

que já é de responsabilidade da distribuidora. Os equipamentos de medição, após

sua respectiva adequação, deverão ser incorporados ao patrimônio da distribuidora,

que passará a ser responsável pela sua operação e manutenção;

• Comprovada irregularidade na medição, os créditos de energia ativa

gerados no período, não poderão ser utilizados no sistema de compensação;

• O consumidor é responsável por danos ao sistema elétrico, caso o

dano seja devido à mini ou micro GD, e não tenham sido observadas as normas e

padrões da distribuidora.

Na Figura 5.2 podem-se observar as principais condições estabelecidas na

Resolução normativa no482:

104

FIGURA 5.2 – ACESSO AOS SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO

FONTE: ANEEL, 2012d

A seguir serão apresentados os procedimentos presentes na Seção 3.7 do

Módulo 3 do PRODIST.

5.3 ACESSO DE MICRO E MINIGERAÇÃO DISTRIBUÍDA AOS SISTEMAS DE

DISTRIBUIÇÃO

A seção 3.7 do Módulo 3 do PRODIST descreve os procedimentos para

acesso de micro e minigeração distribuída ao sistema de distribuição. A seguir um

breve resumo da seção.

Etapas para viabilização do acesso:

a) Para micro ou minigeração distribuída – obrigatórias apenas as etapas de

solicitação de acesso e parecer de acesso;

b) Solicitação de Acesso – requerimento formulado pelo acessante que, uma vez

entregue à acessada, implica a prioridade de atendimento, de acordo com a

ordem cronológica de protocolo.

105 c) Disponibilização na internet pela distribuidora – relação das informações

necessárias para a solicitação de acesso e dados requeridos pela ANEEL

para registro;

d) Certificado de Registro – dispensado para micro ou minigeração distribuída;

e) Prazo Solicitação de Acesso – 60 dias para regularizar eventuais pendências;

f) Parecer de Acesso – documento formal obrigatório apresentado pela

acessada, sem ônus para o acessante, onde são informadas as condições de

acesso, compreendendo a conexão e o uso, e os requisitos técnicos que

permitam a conexão das instalações do acessante, com os respectivos

prazos.

g) Requisitos para o Parecer de Acesso – para minigeração distribuída, ponto de

conexão segundo critério de menor custo global com estimativas de custos e

justificativas; características do sistema de distribuição acessado e do ponto

de conexão; relação de obras; tarifas aplicáveis; modelo de Acordo Operativo

ou de Relacionamento Operacional; as responsabilidades do acessante.

h) Prazo para a emissão do Parecer de Acesso – 30 dias sem obra e 60 para

minigeradores com obras de reforço ou ampliação.

i) Contratos – devem ser celebrados entre as partes no prazo máximo de 90

dias após a emissão do parecer de acesso.

Critérios Técnicos e Operacionais:

a) Ponto de conexão - para microgeração distribuída é o mesmo da unidade

consumidora, para a minigeração é único para a central geradora e unidade

consumidora ficando na interseção das instalações de interesse restrito com o

sistema de distribuição acessado.

b) Conexão – procedimentos descritos no item 5 da seção 3.2 do Módulo 3 do

PRODIST.

c) Responsabilidade pelos estudos – caso necessário, serão feitos pela

distribuidora, sem ônus para o acessante.

Requisitos de Projeto:

a) Requisitos – procedimentos descritos na seção 3.3 do Módulo 3 do PRODIST.

b) Nível de tensão de conexão:

106 TABELA 5.1 – NÍVEIS DE TENSÃO PARA CONEXÃO DE MICRO E MINICENTRAIS

GERADORAS

FONTE: PRODIST, 2012

c) Requistos mínimos em função da potência instalada – menor potência, menos

exigência. Exigência de estudo de curto-circuito e de medidor de 4

quadrantes só acima de 100 kW.

TABELA CC – REQUISITOS MÍNIMOS EM FUNÇÃO DA POTÊNCIA INSTALADA

FONTE: PRODIST, 2012

107 d) Redundância de proteções – desnecessária se as proteções estiverem

inseridas nos inversores (microgeradores).

Implantação de Novas Conexões:

a) Prazo para a vistoria – 30 dias após solicitação formal de conexão ou

ampliação das instalações.

b) Prazo entrega do Relatório de Vistoria – 15 dias.

c) Aprovação do ponto de conexão – 7 dias, satisfeitas exigências do Relatório

de Vistoria.

Requisitos para Operação, Manutenção e Segurança da Conexão:

a) Requisitos - procedimentos descritos na seção 3.5 do Módulo 3 do PRODIST.

Sistema de Medição:

a) O sistema de medição deve atender às mesmas especificações exigidas para

unidades consumidoras conectadas no mesmo nível de tensão da central

geradora, acrescido da funcionalidade de medição bidirecional de energia

elétrica ativa.

b) O acessante é responsável por ressarcir a distribuidora acessada pelos

custos referentes às adequações do sistema de medição para implantar o

sistema de compensação. Após isso, a distribuidora será responsável pelos

custos.

Contratos:

a) Aplicam-se os procedimentos da seção 3.6 do Módulo 3 do PRODIST.

b) Faturamento conforme as Condições Gerais de Fornecimento e

regulamentação específica, não se aplicando as regras de faturamento de

centrais geradoras.

c) A Figura 5.3 mostra os tipos de contratos celebrados entre a minigeradora e

microgeradora distribuída. Ambas não apresentam contratos de geração, e

sim Acordo Operativo e Relacionamento Operacional, respectivamente.

108

FIGURA 5.3 – TIPOS DE CONTRATOS CELEBRADOS

FONTE: ANEEL, 2012d

O que se pode notar, é que esta seção 3.7, teve como objetivo estabelecer

apenas diretrizes para a instalação dos pequenos geradores, sem muitas mudanças

em procedimentos já existentes. Mostrou os principais pontos que devem ser

analisados diferentemente, incorporou o sistema de compensação de energia, e

agilizou o período total para a conexão.

A Figura 5.4 mostra todos os prazos do processo de conexão da pequena

central geradora ao sistema de distribuição, totalizando 82 dias.

FIGURA 5.4 – PRAZO DO PROCESSO DE CONEXÃO

FONTE: ANEEL, 2012d


A ANEEL vem buscando atuar com modernidade e transparência,

submetendo regulações à apreciação dos agentes, mesmo sem existir a necessária

política de governo. Esta nova resolução da ANEEL favorece um uso mais eficiente

da energia elétrica, pois os consumidores não são mais obrigados a comprar das

109 distribuidoras tudo o que consomem, além de favorecer o desenvolvimento da

geração descentralizada no Brasil.

O grande problema está nas restrições operacionais da acessada e o custo

da interconexão, pois são considerados pelos detentores de geração distribuída,

como as maiores barreiras para sua conexão aos sistemas. Com isso, para atender

a todos os quesitos de segurança e de instalação apropriada da pequena geração, o

investimento acaba tornando-se alto, e quem vai arcar com as despesas,

inicialmente, é o pequeno produtor, com a compra dos equipamentos exigidos.

Essa situação pode mudar com o tempo, bastando apenas que o governo

implemente incentivos fiscais para o setor, com benefícios para toda a cadeia

industrial dos equipamentos de energia renovável, eólica, fotovoltaica, de

minigeração, fortalecendo o setor industrial.

Outra alternativa possível seria a de isentar, temporariamente, os impostos

incidentes, sobre equipamentos destinados ao aumento da eficiência energética e

geração de energia distribuída baseada em fontes renováveis.

Uma sugestão quanto à interconexão desses pequenos geradores, seria a

de ter uma pré-certificação, ou seja, um kit para a interconexão com a rede, incluindo

proteção. Esta ação evitaria a continua necessidade de estudos detalhados de

impacto sobre a rede, projetos irregulares apresentados a solicitação de acesso,

entre outros. Este kit poderia ser oferecido como um serviço da própria distribuidora.

Muitos países adotam essa pré-certificação para facilitar o ingresso desses

geradores no sistema.

Outro ponto que poderia ser incorporado às pequenas centrais geradoras, é

a de receberem certificados de energia renovável, que atestariam a expectativa de

energia renovável a ser produzida. Dessa forma, representariam uma receita

adicional ao investidor, pois se trata de reconhecimento do benefício ambiental

proporcionado pela usina, que pode ser comercializado em um mercado

especificamente criado para tais certificados, cujos interessados são grandes

empresas que buscam atender as metas ambientais de cada país, tais como

redução da emissão de gases de efeito estufa.

Ao aliar uma lógica econômica a um modelo de geração ambientalmente

sustentável e mais eficiente, o sistema de net metering para fontes incentivadas

proporciona benefícios econômicos efetivos tanto aos consumidores/geradores

110 quanto aos demais consumidores de energia. Além disso, a regulamentação da

ANEEL tal qual concebida apresenta como vantagem o fato de repassar as

responsabilidades técnicas e regulatórias dos micro e mini empreendimentos às

distribuidoras, mais capacitadas para a assunção dessas funções.

Um ponto negativo quanto a este mecanismo de compensação de energia

adotado pela ANEEL, é que restringe a microgeração e mini geração ao uso próprio

do consumidor/gerador, não permitindo a comercialização da energia não

consumida, ou seja, não há qualquer incentivo fiscal para que o consumidor se

transforme num produtor de energia renovável, subsídios que já existem em muitos

outros países.

Outras propostas e melhorias poderão ser feitas com o passar do tempo,

haja vista que esta regulamentação foi aprovada recentemente, e ainda está em fase

de implementação.

111 6 CONCLUSÕES E TRABALHOS FUTUROS

6.1 CONSIDERAÇÕES FINAIS

Este trabalho teve como objetivo apresentar a inserção de fontes renováveis

no mundo. Devido à extensão do assunto, foi tratado sobre a forma mais

interessante para se conectar estes tipos de fontes ao setor elétrico, que é a

geração distribuída; os mecanismos eficientes para incentivar um determinado país

a direcionar seu setor energético às fontes renováveis; a experiência internacional

quanto a esses mecanismos; o contexto nacional; e por fim, a analise do novo marco

regulatório brasileiro quanto à implementação de geração distribuída com fontes

renováveis aos sistemas de distribuição.

Pelo impacto socioambiental causado por projetos de grandes usinas, pela

preocupação ambiental em tornar o setor energético mais limpo e sustentável, pela

evolução tecnológica e pela liberalização do setor elétrico, a geração distribuída vem

tomando seu espaço no setor elétrico.

Além de ser uma ferramenta propícia à expansão do mercado de

eletricidade, a GD pode ter um lugar importante no desenvolvimento do setor elétrico

nos próximos anos, pois permite a redução de investimentos na geração

centralizada, e ainda consegue propiciar energia para regiões mais isoladas. O

mercado tende a favorecer os sistemas pequenos, modulares, pelo fato de serem

tecnologias de fácil instalação, quando estamos perante situações de evolução de

cargas e se torna necessário o reforço das instalações existentes.

Acredita-se que a GD representará um importante papel no futuro,

complementando a geração centralizada, minimizando as perdas e aumentando a

confiabilidade do Sistema Elétrico Brasileiro.

Cada vez mais se exigem esforços no sentido de aumentar a diversificação

do sistema elétrico, no sentido de reforçar as medidas de preservação do meio

ambiente, e com isso os incentivos às fontes renováveis de energia elétrica vem

sendo amplamente difundidos no contexto mundial.

Entre os diversos mecanismos de incentivo vistos no trabalho, podem-se

destacar os principais:

112

• Net metering: Esta forma de tarifação permite ao consumidor

compensar seu consumo de eletricidade com a sua geração própria num período

determinado (geralmente de um ano), sem levar em consideração o período de

consumo ou de geração de energia.

• Feed-in Tariffs: Esse instrumento premia a energia gerada por fontes

renováveis injetada na rede elétrica, através de uma “tarifa Premium”. As empresas

de energia (concessionárias da rede elétrica) são obrigadas a comprar essa energia,

através dos preços estabelecidos por cada governo. O custo extra dessa energia é

dividido entre todos os usuários.

• Sistemas de Leilões: Nesse instrumento, o governo administra os

processos de leilões de energia, onde os empreendedores de fontes renováveis

concorrem entre - si para ganhar os contratos, ou ainda, para receber do governo

um subsídio de um fundo administrado pelo setor. Será premiado aquele

empreendedor que apresentar a oferta mais competitiva.

• Sistemas de Cotas/Certificados Verdes: Esse instrumento tem como

objetivo a promoção da geração de energia através de fontes renováveis

aumentando a demanda por eletricidade oriunda dessas fontes, através de metas

estabelecidas pelos governos quanto ao percentual ou quantidade de eletricidade

que deve ser produzida.

• Subsídios/Incentivos financeiros: os subsídios financeiros são

concedidos quer seja aos investimentos do gerador ou à energia gerada. A

necessidade de tal política reside nos altos custos de implantação de fontes de

energia renovável.

• Incentivos fiscais: os incentivos fiscais são aplicados através de

redução ou isenção de taxas aplicadas ao uso de fontes renováveis, além de outros

benefícios fiscais e creditícios.

Todos estes mecanismos servem de apoio à promoção das fontes

renováveis em diversos países. A implementação de um ou outro depende muito

das características do país, da maturidade tecnológica, da decisão da política

energética entre outros fatores.

Dentre as bibliografias estudadas para este trabalho, em unanimidade foi

constatado que os países que aplicaram primeiro o mecanismo feed-in tariffs

conseguiram estimular de forma mais eficiente a inserção das fontes renováveis no

113 consumo final de eletricidade do país, como é o caso da Alemanha, pioneira no

desenvolvimento do setor de renováveis.

No caso do Brasil, o país ainda está no começo da expansão do uso de

fontes alternativas e renováveis de energia. Os mecanismos utilizados até então,

foram o PROINFA, que se caracteriza como um sistema feed-in tariffs e de cotas, e

os leilões de energia renovável, que já tiveram resultados favoráveis.

Outro marco regulatório nacional recente foi a aprovação dos requisitos

técnicos de implantação de mini e microgeração distribuída, a partir de fontes

renováveis, aos sistemas de distribuição, e o sistema de compensação de energia

(net metering). Este novo mecanismo poderá desenvolver a geração descentralizada

do país, e diversificar as fontes de energia usadas.

Finalmente, a conclusão que se pode tirar deste trabalho é que os

mecanismos de incentivo são imprescindíveis ao desenvolvimento das fontes

renováveis dentro de um país. Estes mecanismos regulatórios devem ser

constantemente revisadas e aprimoradas com uma participação ativa da sociedade,

governo e dos investidores visando que a participação da Geração Distribuída com

fontes renováveis aumente efetivamente e sustentavelmente no Setor Elétrico

Brasileiro.

6.2 TRABALHOS FUTUROS

No transcorrer do trabalho foram identificados temas e tópicos que, por não

pertencerem ao foco deste trabalho, não foram objeto de desenvolvimento, mas são

de interesse para o prosseguimento de estudos correlacionados com o assunto

abordado nesta monografia, dentre os quais se destacam:

• Estudo para detectar o grau de maturidade das bandas tecnológicas

em relação à competitividade destas com as fontes tradicionais, para que com isto,

se possam definir quais fontes devem receber maiores incentivos governamentais;

• Estudo da questão da pré-certificação de sistemas de interconexão

com vistas a facilitar o ingresso de novos geradores no sistema;

114 REFERÊNCIAS

ACKERMANN, T. Distributed Power Generation in a Deregulated Market Environment, Part 1: Electricity Market Regulations and their Impact on Distributed Power Generation. 1999. ACKERMANN, T; ANDERSSON, G; SODER, L. Distributed generation: a definition. In: Electric Power Systems Research, Elsevier Science, Oxford, UK, v. 57, n. 3, p. 195–204, 2001. AmerenUE. 2010. Facts about AmerenUE's Net Metering/Interconnection. Disponível em: <http://www.ameren.com/sites/aue/source/ADC_Facts-NetMetering.pdf> ANEEL. Guia do Empreendedor de Pequenas Centrais Hidrelétricas (1a ed.). Brasília, 2003. ANEEL. Atlas de Energia Elétrica do Brasil (3a ed.). Brasília, 2008. ANEEL. 2010. Nota Técnica no0043, de 8 de setembro de 2010. Disponível em: <http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/consulta_publica/documentos/Nota%20T%C3%A9cnica_0043_GD_SRD.pdf > ANEEL. 2011a. Nota Técnica no0004, de 9 de fevereiro de 2011. Disponível em: <http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/consulta_publica/documentos/Nota_Tecnica_SRD_0004_2011.pdf > ANEEL. 2011b. Nota Técnica no0025, de 20 de Junho de 2011. Disponível em: <http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/audiencia/arquivo/2011/042/documento/nota_tecnica_0025_gd.pdf> ANEEL. 2012a. Nota Técnica no0020, de 29 de Fevereiro de 2012. Disponível em: <http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/audiencia/arquivo/2011/042/resultado/nota_tecnica_0020_daniel_srd.pdf> ANEEL. 2012b. Resolução Normativa no481, de 18 de Agosto de 2012. Disponível em: <http://www.aneel.gov.br/cedoc/ren2012481.pdf>

115 ANEEL. 2012c. Resolução Normativa no482, de 18 de Agosto de 2012. Disponível em: <http://www.aneel.gov.br/cedoc/ren2012482.pdf> ANEEL. O Processo da Regulação da Geração Distribuída. Rio de Janeiro, 2012d. BAJAY, S. V. Rápida Avaliação Prática Internacional de Fomento à Atividade de Geração descentralizada de Energia Elétrica e Formulação de Algumas Recomendações Preliminares de Medidas de Fomento à Atividade no País. In: CENÁRIOS: Curso de Especialização sobre o Novo Ambiente Regulatório Institucional e Organizacional do Setor Elétrico, Instituto de Eletrotécnica e Energia da Universidade de São Paulo, 1998. BAJAY, S. V.; WALTER, A. C. S.; FERREIRA, A. L. Integração entre as Regulações Técnico-Econômica e Ambiental do Setor Elétrico Brasileiro. Universidade Estadual de Campinas. Campinas, 2000. BAJAY, S. V. Energia no Brasil: os próximos dez anos. In: Conferência “Sustentabilidade na geração e uso de energia no Brasil: os próximos vinte anos”. Campinas, 2002. BARROSO, L. A.; BEZERRA, B.; FLACH, B. 2009. Mecanismos de mercado para viabilizar a suficiência e eficiência na expansão da oferta e garantir o suprimento de eletricidade na segunda “onda” de reformas nos mercados elétricos da América Latina. Disponível em: <http://www.psr- inc.com/psr/download/saveas.php?downfile=papers/livrocigrecapx(luizbarroso)24.09.09.pdf> BARROSO NETO, H. Avaliação do Processo de Implementação do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia - Proinfa, no Estado do Ceará: a utilização da fonte eólica. Universidade Federal do Ceará. Fortaleza, 2010. BEN. 2011. Balanço Energético Nacional 2011. Disponível em: <https://ben.epe.gov.br/downloads/Relatorio_Final_BEN_2011.pdf> BMU - Federal Ministry for the Environment, Nature Conservation and Nuclear Safety. 2011a. Renewable Energy Sources in Figures: National and International Development. Disponível em: <http://www.erneuerbare-energien.de/files/english/pdf/application/pdf/broschuere_ee_zahlen_en_bf.pdf>

116 BMU - Federal Ministry for the Environment, Nature Conservation and Nuclear Safety. 2011b. Development of renewable energy sources in Germany 2010. Disponível em: <http://www.bmu.de/files/english/pdf/application/pdf/ee_in_deutschla nd_graf_tab_en.pdf> CAVALIERO, C. K. N.; SILVA, E. P. Considerações sobre a Inserção das Fontes Renováveis Alternativas de Energia. Universidade Estadual de Campinas. Campinas, 2001. CAVALIERO, C. K. N.; SILVA, E. P. Inserção de Mecanismos Regulatórios de Incentivo ao uso de Fontes Renováveis Alternativas de Energia no Setor Elétrico Brasileiro e no Caso Específico da Região Amazônica. Universidade Estadual de Campinas. Campinas, 2001. CBS. 2011. Statistics Netherlands Office. Disponível em: <http://www.cbs.nl> CEEETA - Centro de Estudos em Economia da Energia, dos Transportes e do Ambiente. 2001. Painéis Solares Fotovoltaicos. Disponível em: <www.ceeeta.pt/downloads/pdf/Solar.pdf> CORNWALL CONSULTING. 2004. Renewables Obligations, Safeguarding the Buy-out Fund. Disponível em: <http://webarchive.nationalarchives.gov.uk/+/http://www.berr.gov.uk/files/file22137.pdf> COSTA, C. V. Políticas de Promoção de Fontes Novas e renováveis para Geração de Energia Elétrica: Lições da Experiência Européia para o Caso Brasileiro. Universidade Federal do Rio de Janeiro. Rio de Janeiro, 2006. DECC - Department of Energy & Climate Change. 2010. Renewable energy in 2010. Disponível em: <http://www.decc.gov.uk/assets/decc/11/stats/publications/energy-trends/articles/2082-renewable-energy-2010-trends-article.pdf> DEYETTE, J. The Importance of State Renewable Energy Programs. In: NYS DPS RPS Technical Conference. EUA, Albany, 2009. DINICA V.; ARENTSEN, M. Green Electricity in the Netherlands. University of Twente. Holland, 2002.

117 DRIEMEIER, L. H. Geração Distribuída. Universidade Federal do Rio Grande do Sul. Porto Alegre, 2009. DSIRE. 2011. Database of State Incentives for Renewables & Efficiency. Disponível em: http://www.dsireusa.org/. DUTRA, R. M. Propostas de Políticas Específicas para Energia Eólica no Brasil após a primeira fase do Proinfa. Universidade Federal do Rio de Janeiro. Rio de Janeiro, 2007. ELETROBRÁS. Diretrizes para Estudos e Projetos de Pequenas Centrais Hidrelétricas. Rio de Janeiro, 2000. ELETROBRÁS. 2012. Proinfa. Disponível em: <http://www.eletrobras.com/elb/Proinfa/data/Pages/LUMISABB61D26PTBRIE.htm> EL-KHATTAM, W; SALAMA, M.M.A. Distributed generation technologies, definitions and benefits. In: Electric Power Systems Research, Elsevier Science, Oxford, UK, v. 71, n. 2, p. 119–128, 2004. ELLERN, M.; JANÓLIO, G.; ETT, G.; JARDINI, J. A.; SAIKI, G. Y. Desenvolvimento de Células a Combustível de Polímero Sólido (PEMFC) para Aplicação em Geração de Energia Elétrica Distribuída. In: II Congresso de Inovação Tecnológica em Energia Elétrica. Salvador, 2003. EPE – Empresa de Pesquisa energética. 2011. Balanço Energético Nacional 2010, Plano Decenal de Energia 2011-2020 e Plano Nacional de Energia 2030. Disponível em: <http://racismoambiental.net.br/2012/05/rio20-e-a-matriz-energetica-parte-iii-por-telma-monteiro/> FARQUI, T. C. Modelo para Avaliação de Oportunidades de Oferta de Geração Distribuída. Universidade de São Paulo. São Paulo, 2011. FINON, D.; LAMY, M. L.; MENANTEAU, P. Price-based versus quantity-based approaches for stimulating the development of renewable electricity: new insights in an old debate. Institut d’Economie et de politique de l’Energie (IEPE). França, Grenoble, 2002.

118 GAS RESEARCH INSTITUTE. The Role of Distributed Generation in Competitive Energy Markets. In: Distributed Generation Forum. EUA, Chicago, 1999. GREENPEACE BRASIL. 2008. A caminho da sustentabilidade energética: como desenvolver um mercado de renováveis no Brasil. Disponível em: <http://www.greenpeace.org/brasil/Global/brasil/report/2008/5/a-caminho-da-sustentabilidade.pdf> IEDI - Instituto de Estudos para o desenvolvimento industrial. 2010. Políticas para Promoção da Economia Verde: Experiência Internacional e o Brasil. Disponível em:<http://intranet.gvces.com.br/cms/arquivos/politicasparapromocaodaeconomiaverde.pdf> JOYCE, A. Sistemas Fotovoltaicos, In: Conferência de Micro Geração: A Mudança de Paradigma do Sistema Elétrico. Portugal, Belém, 2007 MALFA, E. ABB on Sustainable Energy Markets. Università di Brescia. Brescia 2002 MARTINS, J. M. C. Estudo dos principais mecanismos de incentivo às fontes renováveis alternativas de energia no setor elétrico. Universidade Estadual de Campinas. Campinas, 2010. MENANTEAU, P.; LAMY, M. L. Prices versus quantities: Environmental of renewable energy. Institut d’Economie et de politique de l’Energie (IEPE). França, Grenoble, 2001. MENDONÇA, E. Adeus, Proinfa 2. Revista Brasil Energia, Fevereiro, 2010. MME - Ministério de Minas e Energia. Portaria 45, de 30 de Março de 2004. Autorização para ELETROBRÁS convocar primeira chamada pública para compra de energia no âmbito do PROINFA e divulga os valores econômicos e pisos correspondentes às tecnologias específicas da fonte. Brasília. Diário Oficial da União, N. 63, 01 de Abril de 2004. MOLINARI FILHO, R. Análise dos Mecanismos de Incentivo às Fontes Alternativas no Setor Elétrico Brasileiro: Um Estudo de Caso para Projetos de Cogeração a Biomassa de Cana de Açúcar. Universidade Estadual de Campinas. Campinas, 2011.

119 MOREIRA, D. F. S. Implementação de Microgeração no Sector Residencial. Faculdade de Engenharia da Universidade do Porto. Porto, 2010. OCC - The Office of Ohio Consumers' Counsel. 2009. Net Metering Basics. Disponível em: < http://www.pickocc.org/publications/renewable_energy/Net_Metering_Basics.pdf> PRODIST – Procedimentos de Distribuição. Seção 3.7 Acesso de Micro e Minigeração distribuída. 2012. REICHE, D. Study case Netherland. In: Handbook of Renewable Energies in the European Union, pp. 183 -195, 2002. RODRÍGUEZ, C. R. C. Mecanismos regulatórios, tarifários e econômicos na geração distribuída: o caso dos sistemas fotovoltaicos conectados à rede. Universidade Estadual de Campinas. Campinas, 2002. RUNCI, P. 2005. Renewable Energy Policy in Germany: An Overview and Assessment. Diponível em: <http://www.globalchange.umd.edu/energytrends/germany/> SAMBEEK, E. J. W.; THUIJL, E. 2003. The Dutch Renewable Electricity market in 2003. Disponível em: <ftp://www.nrg-nl.com/pub/www/library/report/2003/c03037.pdf> SANTOS, S. Aplicação do project finance para alavancagem de empreendimentos hidrelétricos de pequeno porte Universidade Federal de Itajubá. Itajubá, 2003. SANTOS, F. A.; SANTOS, F. M. 2008. Geração Distribuída versus Centralizada. Disponível em: <http://www.ipv.pt/millenium/Millenium35/11.pdf> SAWIN, J. L. 2004. Policy Lessons for the Advancement & Diffusion of Renewable Energy Technologies Around the World. Disponível em: <http://www.wind-works.org/FeedLaws/SawinWorldWatchTBP03-policies.pdf> SEVERINO, M M.; CAMARGO, I. M. T.; OLIVEIRA, M. A. G. Geração Distribuída: Discussão Conceitual e Nova Definição. Revista Brasileira de Energia, Vol. 14, No. 1, 1o Sem. 2008.

120 SILVA, J. C. B.; Otimização de Sistemas de Distribuição de Energia Elétrica Utilizando Geração Distribuída. Universidade de São Paulo. São Paulo, 2002. SILVA FILHO, A. Análise Regulatória das Condições de Interconexão da Geração Distribuída: Requisitos para os Procedimentos de Distribuição. Universidade federal de Itajubá. Itajubá, 2005. SOARES, J. B.; SZKLO, A. S.; TOLMASQUIM, M. T. Alternative depreciation policies for promoting combined heat and power (CHP) development in Brasil. In: Energy, Elsevier Science, Oxford, UK, v. 31, n. 8-9, p. 1151–1166, 2006. SOLARTECK, 2012. Grid Tie Net Metering. Disponível em: <http://www.solarteksolutions.com/net-metering> SUCK, A. 2002. Renewable Energy Policy in the United Kingdom and in Germany. Disponível em: <http://ssrn.com/abstract=349900> TERI - The Energy and Resources Institute. 2005. Pricing of power from Non-Conventional Sources. Disponível em: <http://cercind.gov.in/09012008/Pricing%20methodology%20for%20renewables-%20Final-13%20March.pdf> TURKSON, J.; WOHLGEMUTH, N. Power Sector Reform and Distributed Generation in sub –Saharan Africa. In: Energy Policy, Elsevier Science, Oxford, UK, v. 29, n. 2, p. 135–144, 2001. VARELLA, F. K. O. M. Estimativa do índice de nacionalização dos sistemas fotovoltaicos no Brasil. Universidade Estadual de Campinas. Campinas, 2009. WADE - World Alliance for Decentralized Energy. 2007. Global Connections. Disponível em: <http://www.localpower.org> WFC - World Future Council. 2007. Feed-in Tariffs – Boosting Energy for our Future: A guide to one of the world’s best environmental policies. Disponível em: <http://www.hermannscheer.de/en/images/stories/pdf/WFC_Feed-in_Tariffs_jun07.pdf> WILLIAMSON, B. 2008. Economics of Commercial Photovoltaic and Net Metering. Disponível em: <http://dnr.louisiana.gov/assets/docs/energy/newsletters/2008/2008-07_topic_1.pdf>

121 WISER, R; PICKLE, S. 1997. Financing Investments in Renewable Energy: The Role of policy design and restructuring. Disponível em: <http://eetd.lbl.gov/EA/EMP/reports/39826.pdf> WISER, R; BARBOSE, G. 2008. Renewables Portifolio Standards in the United States. Disponível em: <http://eetd.lbl.gov/ea/EMS/reports/lbnl-154e.pdf>

análise da nova regulamentação de acesso ao sistema de distribuição pela micro e minigeração...

Documents