UNIVERSIDADE FEDERAL DO CEARÁ
FACULDADE DE ECONOMIA, ADMINISTRAÇÃO, ATUÁRIA E CONTABILIDADE MPAC – MESTRADO PROFISSIONAL EM ADMINISTRAÇÃO E CONTROLADORIA –
TURMA 2012
DISSERTAÇÃO DE MESTRADO
UMA AVALIAÇÃO DE VIABILIDADE FINANCEIRA NO USO DA ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA APOIADA PELA RESOLUÇÃO ANEEL 482/2012 SOBRE GERAÇÃO
DISTRIBUIDA NO SETOR ELÉTRICO DO BRASIL
MESTRANDO: FRANCISCO IVANHOEL AGUIAR DE CARVALHO ORIENTADORA: PROFA. DRA. MÔNICA CAVALCANTI SÁ DE ABREU
FRANCISCO IVANHOEL AGUIAR DE CARVALHO
UMA AVALIAÇÃO DE VIABILIDADE FINANCEIRA NO USO DA ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA APOIADA PELA RESOLUÇÃO ANEEL 482/2012 SOBRE GERAÇÃO
DISTRIBUIDA NO SETOR ELÉTRICO DO BRASIL
Dissertação submetida à Coordenação do Programa de Pós-Graduação em Administração e Controladoria – Profissional da Universidade Federal do Ceará, como requisito para obtenção do grau de Mestre em Administração e Controladoria. Área de Concentração: Estratégia e Sustentabilidade Orientadora: Profa. Dra. Mônica Cavalcanti Sá de Abreu
FRANCISCO IVANHOEL AGUIAR DE CARVALHO
UMA AVALIAÇÃO DE VIABILIDADE FINANCEIRA NO USO DA ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA APOIADA PELA RESOLUÇÃO ANEEL 482/2012 SOBRE GERAÇÃO
DISTRIBUIDA NO SETOR ELÉTRICO DO BRASIL
Dissertação submetida à Coordenação do Programa de Pós-Graduação em Administração e Controladoria – Profissional da Universidade Federal do Ceará, como requisito para obtenção do grau de Mestre em Administração e Controladoria.
A citação de qualquer trecho desta dissertação é permitida desde que feita de acordo com as normas da ética científica.
Aprovado em 03/07/2014
BANCA EXAMINADORA
____________________________________________ Profa. Dra. Mônica Cavalcanti Sá de Abreu (Orientadora)
Universidade Federal do Ceará - UFC
____________________________________________ Prof. Dr. Carlos Alexandre Camargo de Abreu Universidade Federal do Rio Grande do Norte - UFRN
____________________________________________ Prof. Dr. Jocildo Figueiredo Correia Neto
A Deus pelo dom da vida;
A meu pai José Maria de Carvalho, pela
dedicação à família e pelo exemplo de
perseverança por nunca abandonar seus
estudos, e a minha mãe, Teresinha Aguiar de
Carvalho (in Memorian), pelo zelo sempre
dedicado aos filhos e por nos ensinar que a fé
torna os sonhos possíveis;
À minha esposa Rosemary Gomes, pelo
incentivo, compreensão e amor;
Aos meus irmãos Sara Rebeca e Clistenes, ao
meu cunhado Gregório e ao meu sobrinho
Gabriel, pelo apoio e momentos felizes em
família;
Eu dedico este trabalho.
AGRADECIMENTOS
A toda minha família pelo esforço e dedicação de uma vida inteira, pelos ensinamentos, por compartilhar as vitórias juntos e pelas lições diárias de superação que tivemos onde, mesmo com todas as dificuldades encontradas, mostraram-me que paciência, fé e trabalho sempre nos fazem vencer.
À Minha orientadora, Mônica Cavalcanti, por ser uma educadora dedicada aos seus orientandos e pela sapiência em acompanhar este trabalho sempre me motivando a melhorar.
Aos Professores membros da Banca, Jocildo Figueiredo, pela valiosa dedicação a este trabalho e pelo conhecimento financeiro que foram essenciais a continuidade desta pesquisa e, ao Professor Carlos Alexandre, por compartilhar seus conhecimentos como pesquisadores e estudiosos do setor de energia brasileiros.
A meu gestor e amigo Gustavo Gracia, por acreditar em mim, pela compreensão nos momentos de minha ausência ao trabalho e pelos ricos ensinamentos, por palavras e exemplos diários.
A meus colegas de trabalho Wagner Maia, Renato Sampaio, André Sampaio, Silvio Antonio, Patrick Alencar, Marco Moretti, Davi Barbosa e Marcos Porto pelos ensinamentos na área de engenharia elétrica e de faturamento, pelas dúvidas e ajudas prontamente atendidas.
Dedico um agradecimento especial aos colegas de mestrado Ana Luisa, Alexandre, Adriano, Breno, Brandão, Cristiane, Fernanda, Marcão, Osmar, Persival e Rodrigo, companheiros de estudos e que foram essenciais no incentivo ao longo desta caminhada.
Agradeço também à algumas pessoas que, com muita honestidade, disseram-me que este sonho não seria possível, o que garantiu-me motivação e forças extras nos momentos de dificuldades durante a realização desta pesquisa.
A todos aqueles que, direta ou indiretamente, acreditaram e contribuíram na realização desta Dissertação.
RESUMO
A presente dissertação analisa a viabilidade financeira de implantação de projetos de geração de energia fotovoltaica na perspectiva do consumidor. Através da Resolução Normativa ANEEL 482/2012, que estabelece as condições gerais para o acesso de microgeração e minigeração conferidas aos sistemas de distribuição de energia elétrica por meio do método de compensação do referido produto energético. Para tanto, a pesquisa foi realizada sobre os Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede – SFCR, através da construção de dois cenários: (i) proposta de auto-suficiência em geração fotovoltaica, pagando o custo de disponibilidade da distribuidora e os impostos devidos e (ii) onde o intuito é utilizar a energia fotovoltaica de forma a anular o “horário de sol” na geração alternativa, também arcando com custos de disponibilidade e impostos devidos. As simulações utilizaram o painel KD140SX-UPU, por seu custo benefício e vida útil, tomando por base a tarifa do consumidor residencial B1 homologada pela ANEEL para a COELCE através da Resolução Homologatória 1.711/2014, que é de 0,35922 R$/kWh. O resultado da análise econômica para o consumidor mostrou-se atrativa apenas no cenário (ii) uma vez que a Taxa Interna de Retorno foi maior que a Taxa Mínima de Atratividade e o tempo médio de Payback calculado de 9,92 anos. Acerca de efeitos para a concessionária de energia, as discussões indicaram que a adesão de potenciais consumidores, provavelmente da ultima faixa de consumo (maior que 220 kWh) poderia ocasionar impactos econômicos na Receita Operacional Liquida, o que pode ser objeto de pesquisas futuras, mas que a rede elétrica seria afetada de forma positiva, uma vez que a carga descentralizada traria uma redução de perdas, estabilidade de tensão de fornecimento e a possibilidade de postergação dos investimentos na ampliação da rede de distribuição. A pesquisa conclui que a implementação plena da Resolução ANEEL 482/2012 torna-se viável com modificações regulatórias, regras claras no aspecto técnico, maior participação governamental na concessão de incentivos financeiros e em linhas especiais de financiamento. Por estas implementações, benefícios tarifários poderiam refletir de forma positiva para o consumidor cativo, uma vez a energia excedente injetada na rede, acarretaria um melhor planejamento de engenharia das empresas, dimensionando melhor os equipamentos elétricos, otimizando, assim, os índices de aproveitamento destes bens, aumentando sua vida útil e contribuindo para a modicidade tarifária.
ABSTRACT
This dissertation is to examine, through an economic analysis the impacts of the implementation of ANEEL Resolution 482/2012 laying down the general conditions for the access of micro and minigeneration conferred to the distribution systems of electric power from the method of energy compensation. As a way to evaluate the economic feasibility for implementation of the methodology in the Brazilian electric sector, the survey was conducted on Photovoltaic Systems Connected to the Network - SFCR by building two scenarios: (i) proposal for self-sufficiency in photovoltaic generation, paying availability cost of distribution and taxes due and (ii) where the aim is to use photovoltaic in order to cancel the "sun time" in alternative generation, also paying costs availability and taxes. A model KD140SX-UPU panel was used, for their benefit cost and compatible with lifetime-researched bibliography. Also was used to rate the residential consumer B1 approved by ANEEL for COELCE through the approving resolution 1.711/2014, which is 0.35922 R$ / kWh plus taxes. The results of the economic analysis for the consumer proved attractive only for scenario (ii) because the internal rate of return was higher than the hurdle rate and the average payback time was calculated between 7 and 10 years. About the impact of the power utility, the results indicated that the adhesion of potential customers, probably the last consumption range (greater than 220 kWh) could lead to economic effects in Net Operating Revenue, which may be the subject of future research, but that the grid would be affected positively, since the decentralized load would bring a loss reduction, stability of supply voltage and, in some circumstances, delay of future investments. Furthermore, it is noted that the price impact could reflect positively to the captive consumers, since the excess energy injected into the network, provide a better study of the planning area of engineering companies, better sizing electrical equipment and enabling best use of these assets, optimizing their lifetime and contributing to the low tariffs.
SUMÁRIO
SEÇÃO I
1. CONTEXTUALIZAÇÃO ... 15
1.1 Objetivo Geral ... 18
1.2 Estrutura da Pesquisa ... 18
SEÇÃO II 2. O DESAFIO DA MUDANÇA CLIMÁTICA E O PAPEL DAS ENERGIAS RENOVÁVEIS NO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO ... 20
2.1 A Matriz Energética do Brasil e o Perfil do Consumo de Energia Elétrica ... 23
2.2 A Distribuição de Energia Elétrica no Brasil ... 26
2.2.1 A Tarifa e a Remuneração das Distribuidoras – A Regulação por Incentivos27 2.2.2 Estrutura Tarifária e a Tarifa para consumidores em Baixa Tensão ... 31
2.2.3 A Geração de Energia e a Metodologia de Leilões ... 34
SEÇÃO III A GERAÇÃO DISTRIBUÍDA DE ENERGIA ELÉTRICA ... 38
3.1 Geração Dispersa originada por Energia Solar ... 41
3.2 Impactos ambientais na Aplicação da Geração Distribuída utilizando SFCR .... 43
3.3 Benefícios na Aplicação da Geração Distribuída ... 45
3.4 Mensuração do Impacto dos Investimentos em Geração Distribuída ... 48
3.5 Experiência de Outros Países no incentivo às energias alternativas ... 51
3.6 A Experiência Brasileira com a Geração Distribuída – Resolução ANEEL 482/2012 ... 57
3.6.1 A Tributação envolvendo a Geração Distribuída ... 60
3.6.2 A Geração Distribuída sob a perspectiva da Distribuidora ... 63
3.6.3 Incentivos que podem ser implementados no Brasil ... 65
SEÇÃO IV METODOLOGIA DA PESQUISA ... 68
4.1 Tipo de Pesquisa ... 68
4.2 Coleta de Informações ... 69
4.3.1 Fatores geográficos e técnicos existentes na Geração de Energia Fotovoltaica
... 70
4.3.2 Investimentos mensurados nas instalações e propostas de financiamento ... 74
4.3.3 Tarifas aplicadas na simulação financeira e economia projetada ... 77
4.3.4 Carga Tributária ... 78
SEÇÃO V RESULTADOS E DISCUSSÕES ... 81
5.1 Simulação do Cenário 1: Geração de energia para compensação total da energia injetada com pagamento mínimo regulamentar. ... 81
5.2 Simulação do Cenário 2: Geração de energia para zerar sua conta no horário compreendido entre 08:00hs e 15:00 horas –“horário de sol” ... 83
5.3 Simulação dos Cenários com Exclusão da Carga Tributária ... 86
5.3.1 Cenário 1: Simulação financeira com exclusão da carga tributária... 86
5.3.2 Cenário 2: Simulação financeira com exclusão da carga tributária... 88
5.3.3 Cenário financeiro com proposta de redução do custo de financiamento ... 91
SEÇÃO VI 6.1 Considerações Finais ... 94
6.2 Conclusões gerais ... 95
6.3 Limitações e Sugestões de trabalhos futuros ... 98
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ... 100
APÊNDICE A – ELABORAÇÃO DO INVESTIMENTO DO CONSUMIDOR ... 107
APÊNDICE B – PREÇO DO PAINEL FOTOVOLTAICO ... 108
LISTA DE TABELAS
Tabela 1 Consumo de energia por classe – Brasil... 25
Tabela 2 Empreendimentos em Operação no Sistema Elétrico Brasileiro... 41
Tabela 3 Impactos de aplicação da GD no sistema elétrico... 46
Tabela 4 Condições do Programa com simulações realizadas para 34 anos... 47
Tabela 5 Quadro resumo dos países pesquisados com incentivo à Geração Distribuída.... 53
Tabela 6 Preços dos "kits" completos………. 55
Tabela 7 Custo de investimento em sistemas fotovoltaicos – referencia no Brasil (R$/kWp)... 55
Tabela 8 Investimento em sistemas fotovoltaicos por Classe de Consumo (R$/kWp)... 60
Tabela 9 Condições de Simulação nos Cenários 1 e 2... 69
Tabela 10 Dados para simulação no simulador America do Sol... 75
Tabela 11 Investimentos Previstos em painéis solares para o Cenário 1... 80
Tabela 12 Cenário 1 - resumo dos custos considerados... 81
Tabela 13 Condições financeiras de financiamento - Cenário 1... 81
Tabela 14 Reflexo na tarifa do Consumidor - Cenário 1... 81
Tabela 15 Investimentos previstos no Cenário 2……….. 82
Tabela 16 Cenário 2: resumo dos custos considerados... 83
Tabela 17 Condições financeiras de financiamento - Cenário 2... 83
Tabela 18 Reflexo na tarifa do Consumidor - Cenário 2... 84
Tabela 19 Resumo dos cenários de simulação financeira... 84
Tabela 20 Investimentos Previstos em painéis solares para o Cenário 1 - Exclusão de Impostos... 85
Tabela 21 Cenário 1- resumo dos custos considerados - Exclusão de Impostos... 86
Tabela 22 Condições financeiras de financiamento - Cenário 1 - Exclusão de Impostos.... 86
Tabela 23 Reflexo na tarifa do Consumidor - Cenário 2 – Exclusão de Impostos... 86
Tabela 24 Investimentos previstos no Cenário 2 - Exclusão de Impostos... 87
Tabela 25 Cenário 2 - resumo dos custos considerados – Exclusão de Impostos... 87
Tabela 27 Reflexo na tarifa do Consumidor - Cenário 2 – Exclusão de Impostos... 88 Tabela 28 Itens considerados na Simulação do Programa financiados com recursos da RGR 90
Tabela 29 Condições financeiras de financiamento - Cenário 1 – Redução do custo de
financiamento 92
Tabela 30 Condições financeiras de financiamento - Cenário 2 – Redução do custo de
LISTA DE ILUSTRAÇÕES
Quadro 1 Painel dos debates sobre mudança climática... 20
Gráfico 1 Geração de Energia Elétrica por Energético – 2012... 23
Gráfico 2 Consumo final energético do Brasil em 2012... 23
Gráfico 3 Participação de renováveis na matriz energética... 24
Figura 1 Contexto do setor de energia meados da década 1990... 26
Quadro 2 Composição da receita requerida……….. 29
Figura 2 Esquema de Sistema Fotovoltaico ligado á rede elétrica... 38
Figura 3 Proposta de implementação da Geração Distribuída para os consumidores das distribuidoras... 39
Gráfico 4 Custo Anual da energia gerada pelo Sistema Fotovoltaico... 48
Gráfico 5 Percentuais de aumento do VR com a inclusão do Sistema Fotovoltaico na Matriz... 48
Gráfico 6 Evolução dos preços de painéis fotovoltaicos em 2011... 54
Gráfico 7 Preço Unitário de Inversores……… 54
Quadro 3 Nível de tensão considerada para conexão de centrais geradoras... 57
Quadro 4 Preço Unitário do sistema completo... 60
Quadro 5 Incentivos para a geração distribuída... 65
Quadro 6 Resumo de Benefícios e Riscos associados a implementação da Geração Distribuída... 66
Gráfico 8 Quantidades de clientes com consumo acima de 220 kWh – Mil de clientes... 68
Figura 4 Nível de incidência dos raios solares nas diferentes horas do dia. ... 70
Quadro 7 Sazonalidade produzida pelo software Radiasol 2 – Irradiação Solar em Fortaleza/Ce... 71
Gráfico 9 Energia Injetada na Rede da Distribuidora – GWh... 71
Gráfico 10 Fluxo de carga da Concessionária para um cliente residencial... 72
Gráfico 11 Consumo faturado de clientes acima de 220 kWh – Dados em MWh... 73
Quadro 8 Sazonalidade de energia do simulador America do Sol... 76
LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS
ACR Ambiente de Contratação Regulada ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica B.E.N Balanço Energético Nacional
BNDES Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social BRIC Brasil, Rússia, India e China
BT Baixa Tensão
CCEE Camara de Comercialização de Energia Elétrica CGCE Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica CGH Central Geradora Hidrelétrica
CMSE Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico CNP Conselho nacional do Petróleo
CNPE Conselho Nacional de Política Energética
COFINS Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social CONFAZ Conselho Nacional de Política Fazendária
COP Conferencia de Copenhague CRC Conta de Resultados a Compensar DEC Duração Equivalente por Consumidor
DNAE Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica DNO Distribution Network Operator
EEG Erneuerbare-Energien-Gesetz
EFCR Edificações Solares Conectadas à Rede ELETROBRAS Centrais Elétricas Brasileiras S.A ENEL Ente nazionale per l'energia elettrica EOL Usina de Geração Eólica
EPE Empresa de Pesquisa Energética ESCELSA Espírito Santo Centrais Elétricas S. A.
EU União Europeia
EU-271 Tratado União Europeia número 271 EUA Estados Unidos da America
FEC Frequencia Equivalente por Consumidor GD Geração Distribuida
GEE Gases de Efeito Estufa
GW Giga Watt
GWh Giga Watt por hora
IBGE Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística
ICMS Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços IEA International Energy Agency
IPI Imposto sobre Produtos Industrializados kWh Quilowatt por hora
MAE Mercado Atacadista de Energia MME Ministério de Minas e Energia
MT Média Tensão
MtCO2e Milhões de toneladas de dióxido de carbono equivalente MWh Mega Watt por Hora
MWp Mega Watt de Potencia
O.N.S Operador Nacional do Sistema
OMM Organização Mundial de Meteorologia
PBREI Programa Brasileiro de Redes Elétricas Inteligentes PCH Pequenas Centrais Hidrelétricas
PDE Plano Decenal de Energia PIB Produto Interno Bruto
PIE Produtor Independente de Energia PIS Programa de Integração Social
PNUMA Programa das Nações Unidas para o Meio Ambiente PRODIST Procedimentos de Distribuição de Energia
PROINFA Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia PV Painéis Fotovoltaicos
REFIT Renewable Energy Feed-in Tariff
RENCOR Reserva Nacional de Compensação de Remuneração RE-SEB Reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro
SFCR Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede SIN Sistema Interligado Nacional
tCO2e Toneladas de Dióxido de Carbono equivalente TUSD Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição TUST Tarifa de Uso no Sistema de Transmissão TWh Tera Watt por hora
UNFCCC United Nations Framework Convention on Climate Change UTE Usina de Geração Termelétrica
SEÇÃO I
1. CONTEXTUALIZAÇÃO
A política de gestão da mudança climática apresenta-se como um dos principais temas que estão sendo discutidos na agenda do século XXI. Dentro dessa temática, os países vêm desenvolvendo esforços para diminuir os efeitos danosos causados ao clima no mundo, buscando a redução de emissões de gases de efeito estufa (GEE), tendo como embasamento técnico os estudos realizados pelas comunidades científica e acadêmica, que indicam uma correlação entre o aumento desses gases e as alterações no clima da Terra. (IPCC, 2013)
Os desafios relacionados às mudanças climáticas, portanto, geram discussões na busca da redução dos Gases de Efeito Estufa (GEE), mantendo a economia competitiva e minimizando os efeitos climáticos externos, tais como secas, furacões, tempestades, enchentes, ondas de calor, incêndios florestais, além da proliferação de doenças com impactos sociais, ambientais e econômicos relevantes.
Jeswani, Wehrmeyer e Mulugetta (2008) afirmam que, mesmo em níveis mais moderados do aquecimento, os estudos detalhados sugerem que a mudança climática terá graves impactos sobre a produção mundial, sobre a vida humana e sobre o ambiente.
Neste contexto, a política governamental tem papel importante na mitigação da mudança climática. Um conceito defendido por Giddens (2010) é de Estado assegurador, que deve criar condições para dirimir os efeitos da mudança do clima. O Estado deve ser o meio facilitador, um viabilizador ativo no desenvolvimento de políticas sustentáveis para propor soluções de gestão ambiental, social e econômica.
O Governo e os entes do Setor de Energia têm um papel importante na mitigação das mudanças climáticas. Segundo Rodriguez e Jannuzzi (2002) é imprescindível uma definição de políticas e medidas regulatórias específicas e coerentes para acelerar a diversificação, visando disseminar a adoção das técnicas de aplicação da energia renovável, a utilização de tecnologias avançadas que permitam às nações auto-suficiência em relação ao petróleo e combustíveis fósseis e, nessa linha de conduta, estimular a eficiência energética.
Conforme Giddens (2010), reduzir a dependência em relação ao uso das fontes energéticas não renováveis, sobretudo no caso do carvão, é imperativo para mitigar as mudanças climáticas. As tecnologias necessárias para reduzir a vulnerabilidade das nações à escassez de energia e diminuir as emissões de carbono (aumento do efeito estufa) incluem os meios de produção eólica, solar e das ondas, hidrelétrica e termelétrica.
A modificação do estilo de vida tenderá a ser de importância fundamental na prática do uso das tecnologias de multicombustíveis, de modo particular quando orientada para cercear os hábitos de desperdício no uso de energia.
Numa visão localizada, segundo Landau (2008), a diversificação não é só uma exigência da segurança do sistema, mas também da necessidade de incluir fontes renováveis de energia na matriz brasileira.
A matriz de energia elétrica brasileira é considerada renovável, uma vez que cerca de 80% de toda energia gerada origina-se de hidrelétricas, eólicas ou biomassa. O restante, cerca de 20%, é produzido de fontes fósseis.
Observa-se, no entanto, que a incorporação de fontes alternativas na matriz energética brasileira não é uma tarefa fácil. Os resultados do PROINFA (Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica) comprovam esta dificuldade; apontando como um dos maiores entraves o fato de não ser permitido pelo governo uma precificação adequada para os empreendimentos que usam fontes alternativas, como biomassa, eólica ou fotovoltaica (IEA, 2011).
Conforme atestam Rodriguez e Jannuzzi (2002), a geração distribuída oferece inúmeras vantagens ao setor elétrico e, dentre tais, a disposição da unidade de geração próxima à carga, o que permite reduzir as perdas associadas ao transporte do produto. Além disso, permite uma maior diversificação das tecnologias empregadas para a produção de energia e, dessa maneira, a escolha pode ser feita em função dos requerimentos específicos da carga ou da disponibilidade dos recursos energéticos locais.
Conforme os autores, no Brasil, a pesquisa e o uso em relação à geração distribuída sempre foram mais evidentes em projetos isolados, como o sistema solar fotovoltaico. Estes projetos foram implantados em regiões onde a rede elétrica convencional não possui instalações para suprimento de comunidades, no caso de bombeamento de água, ou por sistemas de telecomunicações. Rodriguez e Jannuzzi (2002) ressaltam, ainda, que os Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede são a tecnologia que apresenta a maior taxa de crescimento e queda nos custos, fato que se comprova nas pesquisas do presente trabalho.
Para introduzir mecanismos de fontes de energia renováveis na matriz elétrica brasileira, a ANEEL regulamentou as Resoluções Normativas 481 e 482 em 17 de abril de 2012. A Resolução 481/2012 estabelece desconto aos empreendimentos de geração solar nos 10 (dez) primeiros anos de operação da Usina, e a Resolução 482/2012 regulamenta os critérios de aplicação da geração distribuída, por meio de micro e minigeração, no setor elétrico brasileiro.
A Resolução Normativa 482/2012 também versa sobre a aplicação da geração distribuída no Brasil e, conseqüentemente, todos os impactos inerentes de sua implementação para identificar as impressões causadas pelas condições de investimento dos consumidores nos equipamentos de geração alternativa, os quesitos ambientais envolvidos na aplicação da mencionada Resolução, as condições fiscais e tributárias da aplicabilidade da regulamentação e as modificações em regulamentações e leis existentes.
Do exposto, pois, observa-se que este trabalho estuda a viabilidade financeira de geração de energia a partir de fonte solar fotovoltaica, no Estado do Ceará, e analisa os pontos positivos e as possibilidades de melhorias trazidas pela Resolução ANEEL 482/2012.
Assim, a pesquisa parte da seguinte problemática: A implementação da geração distribuída no Estado do Ceará, à luz da Resolução Normativa 482/2012, torna-se economicamente viável para os consumidores da concessionária distribuidora de energia elétrica?
1.1 Objetivo Geral
Analisar a viabilidade financeira de implementação da Resolução ANEEL 482/2012, com o uso de Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede – SFCR.
Em relação aos objetivos específicos, pretende-se
(i) Avaliar a viabilidade financeira dos investimentos em empreendimentos de fonte solar fotovoltaica por consumidores;
(ii) Identificar experiências bem sucedidas em outros países para fomento da geração distribuída que possam ser implementadas no Brasil; e
(iii) Avaliar os ganhos indiretos para a concessionária com a implementação da geração distribuída de energia.
1.2 Estrutura da Pesquisa
O trabalho encontra-se estruturado ao longo de cinco seções. O primeiro, por meio de estudo da bibliografia sobre os aspectos gerais do setor elétrico, com explicações sobre seu aspecto institucional, as cadeias produtiva e econômica da matriz energética, as características da distribuição do setor, a aplicação da geração distribuída através da aplicação do regulamento próprio de sua institucionalização e dos impactos sócio-ambientais conseqüentes de sua implementação.
características e regras principais para aquisição de energia elétrica das usinas de geração por meio dos mecanismos de leilão de energia.
Na terceira seção, a abordagem principal é discorrer sobre a geração distribuída e suas principais formas de aplicação. Nesta seção, a pesquisa avalia a aplicação da energia solar, os pontos positivos de implementação da tecnologia e as políticas públicas que são desenvolvidas para garantir que esta nova tecnologia possa ser implementada, face aos custos de aquisição, instalação dos equipamentos, manutenção e aos ganhos a serem auferidos pelos consumidores da área de concessão. Propõe, ainda, um aprofundamento de impactos específicos da Resolução Normativa ANEEL 482/2012, que trata sobre a geração distribuída e sua forma de implementação, através da compensação em créditos na conta de energia dos consumidores de energia elétrica. Tais impactos ocorrem desde a característica regulatória, com a re-leitura, às principais regulamentações que tratam do acesso aos sistemas de distribuição, a questão tarifária, até as questões tributarias e fiscais de sua implementação.
Na quarta seção, o trabalho inicia a descrição metodológica e os aspectos de viabilidade para implementação da Geração distribuída utilizando tecnologia fotovoltaica. Propõem-se, também, uma análise de estudo para dois cenários possíveis, do ponto de vista do consumidor e, também, sob a ótica da concessionária. Leva-se em consideração, no estudo, o perfil de carga do cliente residencial, disponibilidade financeira para aportar recursos para investir nesta tecnologia e mensura-se a possibilidade de incentivos governamentais para fomentar linhas de financiamento que possibilitem a difusão da tecnologia.
SEÇÃO II
2. O DESAFIO DA MUDANÇA CLIMÁTICA E O PAPEL DAS ENERGIAS
RENOVÁVEIS NO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO
Na segunda metade do século XX, o tema das mudanças climáticas ganhou maior importância. A primeira conferencia mundial sobre mudanças climáticas ocorreu em 1988 na cidade de Toronto, Canadá, onde se criou o IPCC – Painel Intergovernamental sobre Mudança do Clima.
O quadro 1, abaixo, resume os principais debates sobre a mudança do clima. Essas discussões tiveram início ainda no fim do século XVII, quando já existia a “teoria do desmatamento” e os debates evoluíram para identificar que os efeitos das mudanças climáticas eram decorrentes de ações humanas. Em 1992, O Brasil recebeu os chefes de Estado de 192 países, para tratar sobre o acordo de definição de metas e regras sobre a mudança do Clima, evento conhecido como ECO-92.
Em 1997, conforme Freitas, Abreu e Albuquerque (2013) a Conferencia das Partes (COP), órgão supremo da Convenção sobre Mudança do Clima, propôs o Protocolo de Quioto que só entrou em vigor a partir de fevereiro de 2005. Por esta Convenção, os países industrializados, integrantes do chamado Anexo I, que ratificaram o referido Protocolo, comprometeram-se a reduzir as emissões de GEE em 5,2% entre 2008 e 2012.
No intuito de auxiliar os países do Anexo I no cumprimento das metas estabelecidas no Protocolo de Quioto, foram estabelecidos três tipos de metodologias de implementação: Comércio de Emissões (CE), Implementação Conjunta (IC) e o Mecanismo de Desenvolvimento Limpo (MDL). O MDL possibilitou, aos países signatários do Protocolo de Quioto, constantes do Anexo I, direitos para emissão de GEE nos países em desenvolvimento (i.e. não listados no Anexo I da Convenção sobre Mudança do Clima). Esses direitos se davam através da aquisição de Reduções Certificadas de Emissões – RCEs, advindas de projetos que geram reduções de emissões de GEE para os países em desenvolvimento (Seiffert, 2009).
Quadro 1: painel dos debates sobre mudança climática
Período Discussões e Temáticas abordadas
Final do Século
XVII
Primeira concepção sobre risco de mudanças climáticas proveniente de ações humanas
Investigações realizadas por Jonh Wood e Stephen Hales, da Universidade de Cambridge
Conhecida como "Teoria do Dessecamento"
Relacionava a destruição da vegetação nativa à redução da umidade, das chuvas e dos mananciais de Água
1827
Postulado o efeito estufa. (gases na atmosfera aprisionam o calor do planeta ao invés de dissipá-los para o espaço.
Na Suécia, o efeito estufa foi relacionado ao CO2, proveniente da queima de petróleo e carvão mineral.
Com o advento da revolução industrial, os efeitos começaram a avançar.
Março, 1977
Especialistas de 32 nações se reunem em Washington e estabelecem o "Plano Mundial de Ação sobre a Camada de Ozônio".
Primeiro acordo internacional sobre o tema.
1979
PNUMA (Programa das Nações Unidas para o Meio Ambiente) e a OMM (Organização Mundial de Meteorologia) copatrocinam a Conferencia mundial sobre o clima.
Criação do Programa Mundial sobre o Clima.
Academia Nacional de Ciência americana vincula efeito estufa à mudança climática.
1988
1ª Conferencia Climatológica Mundial em Toronto
As emissões de gases de efeito estufa deveriam ser neutralizadas.
Criado o IPCC - Painel Intergovernamental sobre Mudança do Clima.
1992 Criada a Convenção Quadro das Nações Unidas sobre a Mudança do Clima (UNFCCC). Um Acordo com 192 países define metas e regras sobre a mudança do clima.
1997
Assinatura do Protocolo de Quioto
Os países industrializados devem reduzir as emissões de GEE em 5,2% entre 2008 e 2012.
2001 Relatório do IPCC prevê aumento entre 9 e 88 centímetros no nível do mar e entre 1,4 e 5,8 graus Celsios da temperatura em 2100
2005 Protocolo de Quioto entra em vigor com ratificação da Rússia
2007 IPCC conclui que o aquecimento global tem como causa ações humanas
Temperatura da Terra aumentará entre 1,8 e 4 graus Celsius até o fim do século XXI
2009 Décima quinta conferencia das partes ou COP-15 em Copenhague Discussão sobre a prorrogação e ampliação do Protocolo de Quioto. Fonte: Adaptado de Instituto Acende Brasil, White Paper, 2012
Os autores indicam que um dos principais desafios decorrente do término do primeiro período do Protocolo de Quioto (2008-2012) consiste na definição de mecanismos que visem incentivar os países em desenvolvimento a reduzirem suas emissões (GEE), para além daquelas atualmente mobilizadas pelo MDL. Entre 1990 e 2005, as emissões globais brasileiras aumentaram 18,8%, o que representa um aumento de 36,7 para 43,6 bilhões de tCO2E. Os países em desenvolvimento foram responsáveis por 58% das emissões globais, conforme medições do World Resources Institute - WRI realizadas em 2005 (WRI, 2011).
O setor elétrico brasileiro responde por 1,2 % na emissão de GEE provenientes de geração de energia elétrica, o que insere o país em uma posição diferenciada em relação aos demais países do mundo, Este percentual é muito abaixo da média mundial, uma conseqüência relacionada à matriz brasileira predominantemente hidráulica.
Em 2009, o Congresso Nacional brasileiro aprovou a Lei 12.187, que trata da Política Nacional sobre Mudança no Clima. O texto da Lei define o compromisso voluntário do Brasil de redução das emissões de GEE projetados na atmosfera até 2020 entre 36,1% e 38,9%. Os principais instrumentos para cumprir a Política Nacional sobre Mudança do Clima são as seguintes (i) Plano Nacional sobre Mudança do Clima, (ii) Fundo Nacional sobre Mudança do Clima, (iii) Incentivos fiscais e tributários para fomentar a redução das emissões de GEE, (iv) Mecanismos financeiros e econômicos a serem utilizados na mitigação da mudança do clima, conforme convenção-quadro das Nações Unidas sobre Mudança do Clima e Protocolo de Quioto, (v) Medidas para promover o desenvolvimento de tecnologias que contribuam para a redução de emissão de GEE e (vi) Estabelecimento de padrões ambientais e metas de redução das emissões de GEE. (White Paper, Instituto Acende Brasil, 2012).
No âmbito setorial, os projetos de planejamento e expansão do setor de energia brasileiro devem levar em consideração o Plano Decenal de Energia (PDE), que é formalmente utilizado como plano setorial de mitigação e de adaptação às mudanças climáticas, cujas medidas para alcançar seus objetivos foram definidas no artigo 4º do Decreto 7.390/2010.
Ressalte-se, pois, que a integração das políticas energéticas não é tema de fácil consolidação, uma vez que o Brasil sempre formulou o planejamento energético de forma isolada para cada segmento energético, como petróleo e gás, eletricidade, carvão e nuclear. Conforme dados da EPE – Empresa de Pesquisa Energética, o Brasil possui um grande potencial de geração, inclusive em termos de energias renováveis. Atualmente, em operação, existem 96 parques de energia eólica que geram 2.106 GW de energia, 21 unidades de geração fotovoltaica, gerando 6,62 MW, 1.744 unidades de geração de energia térmica, respondendo por 36.831 GW de geração de energia. No entanto, ainda há potencial de crescimento de energias renováveis, tais como biomassa, solar, das ondas e eólicas.
Conforme indica o Plano Nacional de Energia - PNE, elaborado com um horizonte de 30 anos (pela dita Empresa de Pesquisa Energética – EPE), em 2030 o Brasil requererá o triplo da energia demandada em 2005, ano utilizado como referência, e a participação de fontes renováveis será de 81,4%. No mesmo período, é esperado o aumento da participação de combustíveis fósseis na matriz energética, que passará de 7,8% para 12,9%, sendo que a geração termelétrica a gás natural será a maior responsável por este aumento (EPE, 2007).
As pesquisas recentes do Órgão supra mencionado confirmaram que a oferta interna de energia cresceu 5% no período de 2005 a 2010 e a estimativa de crescimento para o período 2010 a 2020 e 2020 a 2030, deverá crescer a uma taxa equivalente a 3,6% e 3,4% respectivamente. A diminuição da taxa é justificada, sobretudo, a uma maior eficiência energética, tanto do lado da oferta quando da demanda.
Por outro lado, Tolmasquim (2007) assegura que o crescimento sustentado da economia brasileira, proporciona um crescimento mais intenso na renda per capita, motivado por uma melhor distribuição de renda. Tais fatores, aliados ao aumento do consumo de energia per capita, podem justificar o crescimento da demanda de energia para 3,8% ao ano em 2030, superando 550 milhões de TEP (toneladas equivalentes de petróleo) o que afeta o perfil de consumo e demanda de energia no Brasil.
2.1 A Matriz Energética do Brasil e o Perfil do Consumo de Energia Elétrica
Acerca da capacidade de produção de energia, em 2012, o Brasil produziu 552,5 GWh de energia elétrica (EPE, 2013), o que representa, em volume, 2,8% do total de produção mundial de eletricidade. Conforme inventário realizado pela ANEEL, em Abril/2014, a configuração de geração da matriz energética do Brasil estava assim distribuída: 1.106 usinas hidrelétricas (incluindo as pequenas centrais hidrelétricas), 1.803 termelétricas a combustíveis fósseis, duas termelétricas nucleares, 129 centrais geradoras elioelétricas e 89 centrais geradoras solares (ANEEL, 2014).
Gráfico 1: Geração de Energia Elétrica por Energético - 2012
Fonte: EPE – Empresa de Pesquisa Energética, 2013.
Os dados da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), publicados anualmente pelo Balanço Energético Nacional (BEN) apontam que, em 2012, a oferta interna de energia, que é o total de energia demandada pelo Brasil, cresceu 11,3 milhões de toneladas equivalentes de petróleo (Mtep), representando um crescimento de 4,1% em relação ao ano anterior. Este resultado é superior ao crescimento do PIB nacional de 0,9% no mesmo período, segundo estimativas do IBGE, conforme dados do Gráfico 2:
Gráfico 2: Consumo final energético do Brasil em 2012
Destes números, 97% do incremento devem-se a uma maior participação de gás natural, petróleo e derivados. Por outro lado, a participação das fontes renováveis no setor elétrico brasileiro deve ser considerada, conforme demonstrado no Gráfico 3, inclusive nas políticas públicas e no próprio planejamento energético. No entanto, embora a matriz brasileira seja considera renovável por sua predominância de geração hídrica, deve ser tratada com cautela, uma vez que esta fonte possui forte dependência da quadra chuvosa. Chama atenção, entretanto, em momentos de chuvas escassas e baixo nível dos reservatórios, quando o Governo Federal, através do ONS, pode optar por despachar fontes de geração térmica, que tem custo mais alto que a hídrica, para responder a toda demanda por energia. Este fato reforça a necessidade de diversificação da matriz por outros modais de geração, energia verde, com custos mais baixos para os consumidores.
Gráfico 3: Participação de renováveis na matriz energética
Fonte: EPE – Empresa de Pesquisa Energética, 2012.
A pesquisa da EPE, como se observa, aponta que a oferta de energia hídrica reduziu em 1,9%, motivada pelas condições climáticas e do próprio risco hidrológico verificado em 2012. Dessa forma, em decorrência da menor oferta apresentada por fontes de energia das hidrelétricas, a participação das fontes renováveis recuou de 88,9% para 84,5%.
Não obstante, conforme dados da EPE, o consumo interno de energia elétrica tem crescido consideravelmente, com destaque para a classe rural, comercial, poder público e residencial, conforme listado na Tabela 1, considerando somente os clientes cativos, atendidos pelas distribuidoras do Brasil.
que avançou em relação a maio/2012 (período de comparação) foi a classe comercial, com variação crescente de 6,4%, conforme dados da Tabela 1:
Tabela 1: Consumo de energia por classe – Brasil - GWh
Fonte: Empresa de Pesquisa Energética - EPE, jun/2013.
Estes dados reforçam o intuito deste estudo em efetuar simulações de viabilidade com clientes residenciais faturados, uma vez que representam 7,4% de crescimento do consumo entre 2012 e 2013, sendo 5,5% maior que o crescimento do consumo da própria classe industrial, onde se concentra um importante setor econômico, o qual se mantém responsável em gerar emprego e renda.
Para a implementação desta tecnologia, tomando como premissa a utilização por clientes residenciais, a regulamentação do setor de energia tem sido permeada por Leis e Regulamentações, que devem ser levadas em conta para não se tornar inviável a realização das ações estimadas.
2.2 A Distribuição de Energia Elétrica no Brasil
O racionamento de 2001 tornou evidente a necessidade de tecnologias para diversificar a matriz energética brasileira, para que o país não se torne refém dos recursos hídricos. Para tanto, foram criados programas de incentivo ao uso de fontes alternativas de energia. Atualmente percebe-se que a diversificação não foi suficiente, pois conseguiu o estágio necessário dar segurança ao sistema. O Brasil, portanto, depende de duas fontes de energia: a hídrica e a térmica a gás natural.
Segundo atestam Pires, Fernández e Bueno (2006), o contexto institucional e organizacional do setor elétrico é complexo. O ambiente macro-econômico do Brasil da década de 1990 influenciou este ambiente regulatório, uma vez que o país atravessava um período de instabilidade econômica em que se destacava a inflação elevada, conforme apresentado na figura 1.
Região/Classe 2.013 2.012 %
Brasil 38.353 36.809 4,2%
Residencial 10.241 9.532 7,4%
Industrial 15.557 15.268 1,9%
Comercial 6.827 6.417 6,4%
Figura 1: Contexto do setor de energia meados da década 1990
Fonte: Pires, Fernández e Bueno (2006)
Este cenário, conforme Pires et al (2006), descreve que a estrutura prevalente, à época, estava centrada no Estado empreendedor, visto que a grande maioria das empresas do setor de energia elétrica era estatal e essa estrutura proporcionava autonomia às empresas, para que executassem políticas setoriais, tais como a prática de auto-regulação.
2.2.1 A Tarifa e a Remuneração das Distribuidoras – A Regulação por Incentivos
Em 1993, um marco regulatório para o setor elétrico foi a reforma promovida pela edição da Lei 8.631/1993, que encerra o conceito de “remuneração garantida” ou tarifa pelo “custo do serviço”, fato que implicava o fim da equalização tarifária, instituída pela Conta de Resultados a Compensar (CRC), e pela Reserva Nacional de Compensação de Remuneração (RENCOR), o que foi uma decisão de suma importância para recuperar a realidade tarifária que fora perdida após anos de reajustes, segundo critérios alheios ao custo do serviço.
A referida Lei também promoveu um importante encontro de contas com a finalidade de acabar com a inadimplência.
Outra importante medida foi a desverticalização da cadeia produtiva, que separa as atividades de geração, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica, as quais passaram a ser consideradas como áreas de negócio independente. Os argumentos para o fim dessa modalidade de aplicação tarifária residiam no fato de que estes instrumentos induziam à ineficiência econômica por não desenvolverem qualquer tipo de incentivo para o aumento da produtividade, resultando na elevação dos custos do serviço.
criação deste programa fomentou projetos de geração de energia, a partir de Pequenas Centrais Hidrelétricas – PCHs, usinas eólicas e geração de energia por biomassa.
Em análise, esta ação representa uma clara sinalização da política energética do Brasil, no intuito de inserir fontes de energia renováveis na matriz energética promovendo a diversificação das fontes de geração.
Os aperfeiçoamentos e implementações complementares necessárias a operacionalização do PROINFA, por exemplo, foram introduzidos, conforme a Lei 10.762/2003 visando a implantação do Programa em duas fases:
I. Contratação imediata de 3.300 MW de potência instalada, via duas Chamadas Públicas e de definição de critérios pelo MME, para a viabilização desse montante de energia renovável que seria contratada nos anos subseqüentes, levando em consideração impactos nas tarifas das concessionárias, desde que esta contratação de energia, por meio de energia renovável, não excedesse a 0,5% das tarifas consideradas em qualquer ano, em comparação ao crescimento da contratação de energia baseada em fontes convencionais e:
II. Considerar a ampliação das fontes de energia renovável até atingir um limite de capacidade instalada de 10% do consumo anual do Brasil, com lastro estabelecido em 20 anos.
Em termos de incentivos na aplicação da inserção das fontes renováveis no sistema elétrico brasileiro, o PROINFA previa que os contratos firmados com a ELETROBRAS, que possuíam distribuição igual entre as três fontes que o Programa contemplaria, trariam um piso de remuneração na ordem de aproximadamente 80% da tarifa média nacional de fornecimento. Ressalte-se, que os custos de manutenção contratuais e despesas da ELETROBRAS têm previsão de rateio entre todos os consumidores do Sistema Interligado Nacional – SIN.
E, ainda, de forma a incentivar estes empreendimentos, a referida Resolução estendeu o desconto nos 10 (dez) primeiros anos de operação da Usina, aplicáveis sob a TUSD (Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição) e na TUST (Tarifa de Uso no Sistema de Transmissão).
O dito dispositivo regulamentar estabelece, também, após os 10 (dez) primeiros anos de operação da Usina, redução do desconto para 50%, que serão aplicados nas referidas tarifas. No entanto, a evolução da metodologia tarifária no setor de distribuição de energia elétrica introduz, então, o conceito de eficiência, passando a adotar o princípio da regulação por incentivo através do “preço teto”, conhecido como price cap.
Este conceito baseia-se no princípio de eficiência econômica seletiva e foi originalmente aplicado na Inglaterra para a regulamentação do setor de rede - transmissão e distribuição (HAGE, FERRAZ e DELGADO, 2011, p. 9).
Dessa Forma, nos conceitos regulatórios discorridos por Hage, Ferraz e Delgado (2011), o equilíbrio econômico e financeiro da distribuidora de energia elétrica manteve-se no decorrer do tempo.
A forma de operacionalização dessa teoria de regulação pelo preço prestado por serviço específico gera a segregação da receita das distribuidoras em duas parcelas:
I. Uma relativa aos custos não gerenciáveis, aqueles denominados Parcela A, aos quais a distribuidora não possui poder de negociação, uma vez que seus valores e quantidades, assim como sua variação no tempo, não dependem do controle da empresa como, exemplo, o custo com aquisição de energia elétrica comprada pela distribuidora para revenda aos seus consumidores, ou aqueles que se referem a encargos e tributos fixados por Lei (como a Conta de Desenvolvimento Energético - CDE, a Taxa de Fiscalização de Serviço de Energia Elétrica – TFSEE, a RGR – Reserva Global de Reversão – RGR, dentre outros); e
Quadro 2: Composição da receita requerida
Fonte: Adaptado de ANEEL, cartilha sobre tarifas, 2011.
Conforme atestam Leonelli et al (2009), o encargo RGR também era utilizado em projetos de universalização de energia elétrica, denominado “Luz para Todos” e no Programa Nacional de Conservação de Energia Elétrica (PROCEL) de modo que, por meio do PROCEL, a RGR era utilizada, igualmente, no Programa Nacional de Iluminação Pública e no Programa de Eficiência Energética nos Prédios Públicos além de financiar o Sanear no que se refere à Eficiência Energética no Saneamento Ambiental.
Em setembro de 2012, porém, o Governo Federal, através do Ministério de Minas e Energia, editou a Medida Provisória 579, que seria regulamentada pela Lei 12.783/2013, a qual visava a antecipação de pagamento, a titulo indenizatórios, dos ativos das concessões de empreendimentos de Geração, Transmissão e Distribuição com vigência até 2017 e, também, previa o fim do pagamento de alguns encargos setoriais para as distribuidoras, novos empreendimentos de transmissão e concessões prorrogadas ou licitadas. Desses Encargos Setoriais, os que tiveram a respectiva arrecadação finalizada foram a CCC – Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis e a RGR – Reserva Global de Reversão.
Carvão Mineral Nacional e a promoção de estudos em Fontes Alternativas na matriz energética.
Conforme descrito pela ANEEL, em publicação nos Artigos “Cadernos Temáticos”, a CDE é “...um encargo setorial, estabelecido em lei, e pago pelas empresas de distribuição, cujo valor anual é fixado pela ANEEL com a finalidade de prover recursos para o desenvolvimento energético dos estados”.
Os custos da Parcela B compõem-se dos itens abaixo, além de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Eficiência Energética, e as despesas com o PIS/COFINS:
I. Despesas de Operação e Manutenção (Custos Operacionais) – são despesas destinadas à cobertura dos custos vinculados diretamente ao serviço de distribuição de energia elétrica, tais como pessoal, material, serviços de terceiros e outras despesas. A ANEEL não irá reconhecer, nas tarifas da empresa, custos que não estejam relacionados diretamente à prestação do serviço ou que não sejam pertinentes à área de concessão das empresas.
II. Cota de Depreciação – é a parcela da receita necessária à formação de recursos que se destinam a recompor os investimentos realizados para a prestação do serviço de energia elétrica ao final da vida útil dos bens.
III. Remuneração do Capital – é a parcela da receita utilizada para promover um adequado rendimento do capital investido aos acionistas na prestação do serviço de energia elétrica.
Os processos de reajuste e revisão tarifários são realizados mediante o cálculo do reposicionamento tarifário e, quando do processo de revisão tarifária, o estabelecimento do Fator X, definindo assim as metas de Produtividade (P), Qualidade da energia (Q) e a Trajetória de custos operacionais (T) para o próximo ciclo tarifário. Salienta-se que a componente P esta diretamente relacionada ao produto energia elétrica e busca refletir o crescimento de mercado das distribuidoras, através de uma política tarifária que pratique a modicidade dos preços aos consumidores da concessão.
2.2.2 Estrutura Tarifária e a Tarifa para consumidores em Baixa Tensão
avaliação de viabilidade econômica, o custo da energia da distribuidora será levado em consideração frente ao custo da energia que será obtido pelo SFCR.
Cabe salientar que ao preço da energia comprado da distribuidora deve ser acrescentado o valor dos tributos, o que não ocorrerá quando a energia for produzida por este SFCR.
Segundo Hage, Ferraz e Delgado (2011), define-se a estrutura tarifária como o mecanismo de diferenciação de preços cobrados pelo uso de redes de distribuição aos diferentes tipos de consumidores ou mercados existentes em uma área de concessão deste serviço, independente da receita requerida da empresa distribuidora.
Farqui (2011) discorre que a legislação do setor elétrico brasileiro apresentou modificações ao longo dos anos, considerando criar um ambiente de concorrência e buscando modicidade tarifária e qualidade adequada dos serviços prestados.
A Nota Técnica n.º 311/2011-SRE-SRD/ANEEL, de 17 de novembro de 2011, conceitua estrutura tarifária como a diferenciação das tarifas de energia elétrica - por hora, por nível de tensão e por localização - usadas para faturamento do transporte e consumo de energia das unidades consumidoras e demais usuários de rede de energia elétrica, classificados em (sub) grupos tarifários, por meio de diferentes modalidades tarifárias.
Em 2010, a ANEEL lançou, através de Audiência Pública, proposta de alteração da estrutura tarifária das distribuidoras de energia, tendo recebido contribuições da sociedade e dos agentes do setor, para aperfeiçoamento do regulamento de estrutura tarifária. Como resultado do processo de Audiência Pública, supra mencionada, a ANEEL, através da Nota Técnica n.º 311/2011, definiu algumas alterações na estrutura tarifária das distribuidoras, dentre elas, a criação da tarifa branca, que se caracteriza por preços diferenciados para as horas do dia destinadas aos consumidores atendidos em baixa tensão, nos quais estão inseridos os consumidores residenciais e pequenos comércios e indústrias.
Esta definição caracteriza-se como uma sinalização econômica que deverá influenciar hábitos de consumo de energia elétrica durante os horários de maior carregamento do sistema elétrico. Os postos tarifários serão denominados de: ponta, intermediário e fora de ponta.
referência. (CADERNOS TEMÁTICOS ANEEL, TARIFAS DE FORNECIMENTO DE ENERGIA ELÉTRICA, 2005).
Outra alteração relevante constante da Nota Técnica n.º 311/2011 foi a implantação das bandeiras tarifárias verde, amarela e vermelha. Com elas, a ANEEL poderá sinalizar para os consumidores, as alterações que estejam ocorrendo no custo de produção de energia elétrica no sistema interligado, devido à necessidade sistêmica de gerar energia a partir de usinas de preços mais elevados. Dessa forma, com a utilização das bandeiras houve uma sinalização econômica permitindo, assim, que os consumidores possam gerenciar o seu consumo e conseqüente custo.
Leonelli et al (2009) descrevem uma proposta que viabiliza um programa de inserção de geração distribuída por meio de SFCR, na matriz energética, por intermédio do restabelecimento do Valor Normativo (VN). Conforme o autor, entre 1998 e 2004, a ANEEL atuava com o conceito de Valor Normativo (VN) para as compras de curto prazo de energia elétrica, diferenciado por fonte.
Este Valor Normativo (VN) era um custo “benchmarking”, ou seja, um referencial entre o preço de compra e o preço a ser repassado às tarifas. Para esta pesquisa, admite-se que as condições do VN são para a contratação de energia no Ambiente de Contratação Regulada – ACR.
Ocorre que a Lei 10.848/2004 estabeleceu um novo valor para o repasse às tarifas dos consumidores finais referente aos custos com aquisição de energia elétrica: o Valor Anual de Referência (VR), com a metodologia de cálculo descrita na Nota Técnica nº 183/2007, de autoria da Superintendência de Estudos de Mercado da ANEEL – SEM/ANEEL.
Conforme metodologia estabelecida pela ANEEL, a atualização monetária do Valor Anual de Referência (VR) para o ano de 2014, por exemplo, deve ser realizada conforme a equação abaixo:
(1)
onde:
VRi é o novo VR corrigido, base janeiro de 2014;
VR0 é o VR homologado pela ANEEL em R$ 129,72/MWh, base junho de 2006; I0 é o número índice do IPCA de junho de 2006 (2.574,39); e
Pela descrição da fórmula acima, o valor do VR para o ano de 2013 é igual a R$ 192,25/MWh, base janeiro de 2014.
Os autores destacam que o desenvolvimento de um programa que visa fomentar a utilização da GD com Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede (SFCR), nestas condições, deveria ser promovido com a compra da energia fotovoltaica no Ambiente de Contratação Regulada (ACR), através de leilão específico, e diluir o custo no VR, repassando para a tarifa do consumidor final.
Leonelli et al (2009) afirmam que a partir do momento da declaração de lastro de energia, o Ministério de Minas e Energia passa a definir:
I. O montante de energia elétrica a ser contratado no ACR,
II. A relação de empreendimentos de geração aptos a integrar os leilões.
Destacam ainda, os autores, que a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) submeterá ao Ministério de Minas e Energia (MME), os empreendimentos de geração que integrarão os leilões, bem como as estimativas de custos correspondentes. Estes leilões, conforme os autores referenciados, serão promovidos no ano “A-3” por meio de editais elaborados pela ANEEL, observando as normas gerais de licitações e de concessões, bem como as diretrizes do MME.
2.2.3 A Geração de Energia e a Metodologia de Leilões
Entre os anos de 1995 e 2004, a metodologia de compra de energia por meio do Sistema Interligado Nacional, passou por transformações e inovações que permitiram um maior controle institucional do Estado e possibilitou a entrada de novas fontes de geração à matriz energética brasileira.
Em 1995, foi editada a Lei nº 9.074 que estabeleceu os aspectos centrais do novo marco regulatório, ao prever a entrada do Produtor Independente de Energia – PIE no ambiente de geração e estabeleceu o regime de autoprodutor de energia.
Estes consumidores poderiam, então, comprar a energia que necessitassem para as suas atividades diretamente de geradores e/ou comercializadores pagando, então, a tarifa correspondente pelo uso do transporte entre distribuidoras e transmissoras (LEI 9.074/1995, Art. 15 e Art. 16).
A partir de 1996, com a edição do Decreto nº 2003, foram estabelecidas as prerrogativas principais que permitissem a exploração no novo regime de PIE ou autoprodutor, sendo este último definido como o consorcio ou a empresa que recebe a concessão ou autorização para “produzir energia elétrica destinada ao seu uso exclusivo” (DECRETO 2.003/1996, Art. 2).
Com a finalidade de tornar possível a livre comercialização de energia elétrica, o Decreto referido anteriormente assegurou aos PIE e autoprodutores, livre acesso aos sistemas de transmissão e distribuição, com o conseqüente ressarcimento dos custos de transporte envolvidos na atividade, que viria a ser fiscalizado por órgão fiscalizador do poder concedente, o qual viria a ser a Agencia Nacional de Energia Elétrica - ANEEL. (DECRETO 2.003/1996, Art. 13).
Segundo Lora e Haddad (2006), analisando-se, ainda, a Lei 10.762/2003, sob o âmbito da concessão de desconto nas tarifas de energia nos sistemas de transmissão e distribuição, para a geração de energia a partir de empreendimentos de fontes renováveis, vê-se que essa norma legal foi de suma importância para que a ANEEL obtivesse subsídios para a publicação de regulamentações específicas acerca da aplicação de descontos nas tarifas de energia elétrica.
No entanto, os autores alertam que a própria ANEEL entra em conflito de conceitos quando, na tentativa de regulamentar os descontos na tarifa de energia elétrica oriundos dos empreendimentos de auto produção e produtor independente de energia, acaba por reconhecer um possível desequilíbrio econômico-financeiro das empresas concessionárias distribuidoras de energia elétrica.
Ocorre que a mencionada Lei 10.762/2003, conforme Lora e Haddad (2006), não estabelece fulcro legal que permita a interpretação de concessão do desconto a autoprodutores, com geração e consumo em pontos diferentes do SIN.
torna complexa a operacionalização de novos empreendimentos, principalmente no mercado regulado, quando estabelece a necessidade de conexão direta ao sistema da concessionária de distribuição, fato que não é concebido em um ambiente cuja característica principal para aquisição de energia elétrica é a participação dos agentes no ambiente de leilões de energia.
Ainda em 2004, o Governo Federal regulamentou a Lei 10.848, que estabeleceu novas regras para a comercialização e a expansão do parque gerador. Criou o Ambiente de Contratação Regulado – ACR, para toda aquisição de energia, a partir das concessionárias do serviço público de distribuição de energia elétrica, que será realizada por meio de leilões públicos, promovidos pelo Governo Federal.
A demanda crescente de energia passou, então, a ser atendidos por esses leilões públicos, “Leilões de Energia Nova”, a serem realizados para os novos empreendimentos de energia, e o remanescente em leilões de energia proveniente de empreendimentos de energia existente, “Leilões de Energia Existente ou Velha”. (LEI 10.848/2004, Art. 2º e Art. 9º).
Da mesma forma, ficou permitido o direito à contratação livre de energia entre PIE e consumidores livres, que passou a ser denominado de “Ambiente de Contratação Livre” (LEI 10.848/2004, §9º do Art. 8º). Ademais, os detalhes do novo cenário configurado por esta Lei, foram descritos no Decreto 5.163/2004. Outras grandes mudanças trazidas pela Lei 10.848/2004 foram:
I. Substituição do Mercado Atacadista de Energia (MAE), pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE (Art. 4º e 5º),
II. Criação do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) para “acompanhar e avaliar permanentemente a continuidade e segurança do suprimento eletroenergético” (Lei 10.848/2004, Art. 14).
Justifique-se, porém, que o aspecto técnico da metodologia de contratação de energia é uma estratégia dentro de um escopo maior que diz respeito à forma como o Governo subsidia as novas fontes de geração de energia, principalmente em relação as fontes alternativas.
Em decorrência da novidade regulatória do Brasil, com o advento da Resolução 482/2012, é importante observar como outros países vêm se comportando em relação ao tema e que pontos positivos podem ser implementados à regulamentação brasileira, principalmente ao aumento dessas fontes nos leilões de energia elétrica.
SEÇÃO III
A GERAÇÃO DISTRIBUÍDA DE ENERGIA ELÉTRICA
Segundo Pontes et al (2009), por geração distribuída entende-se aquela localizada próxima aos centros de carga, conectada ao sistema de distribuição ou na própria unidade consumidora, de pequeno porte e não despachada pelo ONS (Operador nacional do Sistema).
Conforme Sica et al (2008), o Brasil representa um nicho de mercado atrativo para empreendimentos em fontes renováveis de energia (eólicas, biomassa, pequenas centrais hidrelétricas, dentre outras) e em eficiência energética (co-geração, otimização de plantas industriais e de linhas de transmissão, etc.).
Lora e Haddad (2006) indicam que, dessa forma, sob a ótica da necessidade de diversificação da matriz energética, com vistas, inclusive, a políticas de planejamento energético mais sustentáveis, surge a utilização da metodologia de Geração Distribuída, que pode representar o início do ciclo de diversificação da matriz, uma vez que fomenta a utilização de fontes primárias abundantes no Brasil, tais como a energia solar e a energia eólica.
Esses autores apontam que há várias tecnologias empregadas na geração distribuída a partir de fontes incentivadas de energia, tais como: Pequena Central Hidrelétrica - PCH, Central Geradora Hidrelétrica - CGH, Biomassa, Eólica, Solar Fotovoltaico, Resíduos Urbanos e Cogeração Qualificada.
Outras tecnologias para o uso, através da Geração distribuída, são as seguintes: microturbinas a gás, turbinas a vapor, turbinas a gás, ciclo combinado (turbina a gás + vapor), motor de combustão interna, motor stirling, células a combustível e sistemas híbridos.
Em relação aos sistemas fotovoltaicos, estes são divididos levando em consideração as suas formas de aplicação: sistemas autônomos e sistemas ligados à rede elétrica.
Vários países europeus empregam diversas formas de incentivo advindas do governo para que sistemas domésticos, de geração alternativa, possam vender a energia excedente para as empresas distribuidoras de energia, usufruindo de uma tarifa especial.
Segundo Serrão (2010), nos sistemas ligados à rede, além dos geradores fotovoltaicos, é necessário conectar algum equipamento de proteção aos painéis, prevenindo-os de correntes reversas, além de um inversor, que transforme a energia, sempre gerada em corrente contínua, numa forma compatível com a rede elétrica, ou seja, corrente alternada. A figura 2 demonstra o esquema básico de um sistema fotovoltaico ligado à rede:
Figura 2: Esquema de Sistema Fotovoltaico ligado á rede elétrica
Fonte: Serrão (2010)
Em 19/04/2012, a ANEEL regulamentou o tema da Geração Distribuida, através da Resolução Normativa ANEEL 482/2010, e estabeleceu as condições gerais para o acesso de microgeração e minigeração distribuída aos sistemas de distribuição de energia elétrica, bem como o sistema de compensação de energia elétrica, conforme explicado na figura 3.
Ressalte-se, que esta foi uma importante decisão no intuito de mitigar os riscos regulatórios, pois foi uma primeira iniciativa para criar a demanda por autogeração fotovoltaica. Esta modalidade, especificamente, visa beneficiar os consumidores atendidos por:
I. Microgeração Distribuída Incentivada, que são Centrais geradoras de energia elétrica, com potência instalada menor ou igual a 100 kW e que utiliza fonte incentivada de energia, conectada na rede de baixa tensão e,
Figura 3: Proposta de implementação da Geração Distribuída para os consumidores das distribuidoras
Fonte: ANEEL, 2014.
Este Sistema de Compensação de Energia, internacionalmente conhecido como Net Metering, consiste na medição do fluxo de energia em uma unidade consumidora dotada de pequena geração, por meio de medidores bidirecionais.
Note-se, que um único medidor é capaz de registrar a energia consumida e a energia gerada em um ponto de conexão e, também, o medidor a ser utilizado pode ter as mesmas especificações daquele utilizado pelo consumidor atendido em alta tensão; acrescente-se, além disso, que a energia gerada por essas centrais geradoras será transformada em créditos de energia (kWh), a ser utilizados para abater o consumo na fatura do mês subseqüente.
Segundo Farqui (2011), a geração dispersa é entendida, ainda, como sendo pequenas centrais de geração conectadas nas redes de baixa tensão, onde “...a potencia nominal é limitada a um determinado valor e embutida em consumidores individuais, alterando os seus requisitos de energia da rede pública”. O autor ressalta, ainda, que a prática de net metring (que consiste na contabilização da energia consumida menos a exportada diretamente nos consumidores de baixa tensão), é usual em alguns países como EUA e Alemanha.
