Geração renovável centralizada e distribuída: custos, benefícios e subsídios

Elias Marques de Medeiros Neto, Angela Magalhães Gomes, Amanda Fernandes.

A matriz elétrica brasileira já é fundamentalmente renovável, com mais de 85% composta de fontes limpas. Tal fato coloca o país em posição bastante competitiva comparativamente aos demais países, no cenário em que a busca pela descarbonização da economia é condição inevitável para nosso futuro. E, a manutenção dessa posição competitiva, garantindo que a expansão da matriz siga renovável, é fundamental.

Felizmente, esta tarefa é perfeitamente possível, pois, com a redução significativa dos custos da tecnologia, no Brasil atualmente as energias solar e eólica são as mais competitivas para expansão de sua matriz elétrica, devido à combinação de nossos excelentes recursos naturais, nossa capacidade de armazenamento resultante da origem hidrelétrica (que também é renovável) e nossas redes elétricas, nacionalmente integradas. Isso significa que temos perfeitas condições de manter nossa vantagem competitiva no mundo que busca a descarbonização, sem precisar de subsídios adicionais para garantir a expansão de nossa matriz renovável.

Mas, nem sempre foi assim, pois no passado essas tecnologias eram bem mais caras e houve iniciativas para subsidiar o início à expansão das energias renováveis no país. Tais iniciativas, que também ocorreram em vários outros países, tiveram legitimidade e um papel importante no barateamento das energias renováveis aqui e no mundo.

Por sua vez, é também absolutamente legítimo que, com a expansão e o aumento da competitividade dessas energias, algo que vem ocorrendo há algum tempo, os subsídios sejam estancados, evitando que a nova expansão renovável siga sendo amparada por custos desnecessariamente repassados aos consumidores do país, reduzindo sua competitividade. Entretanto, esse processo de estacar os subsídios foi e tem sido uma tarefa complexa, principalmente por meio da atuação mais ativa do Poder Legislativo, às vezes avançando no papel do Regulador, do planejador e do formulador de políticas públicas. A situação atual demonstra mais uma vez que, tanto no Brasil quanto em outros países, discussões sobre subsídios são sempre acaloradas, cabendo ao Estado mediar as escolhas observando e respeitando as competências de cada órgão.

O primeiro programa a criar relevantes benefícios às fontes renováveis veio através da Lei 10.438, de 2002, com a criação do Proinfra [1], destinado à contratação compulsória, a preços específicos, das fontes eólica, PCHs e biomassa. Em 2022, o Proinfra custou aos consumidores R$ 6 bilhões, contratando energia ao preço médio de 530 R$/MWh, valor muitíssimo superior ao custo de novos projetos de geração eólica, por exemplo, próximo a 220 R$/MWh. A boa notícia era que este sobrecusto acabaria 20 anos após a celebração dos contratos (o que ocorreu por volta de 2008), mas mudança trazida pelo legislativo quando da tramitação da Lei 14.182, de 2021, permitiu a prorrogação dos contratos por mais 20 anos, perpetuando possivelmente parte relevante do Proinfra.

Em seguida, veio o subsídio às fontes incentivadas (PCHs, solar, eólica, biomassa e cogeração qualificada). Previsto inicialmente na Lei 9.427, de 1996, a abrangência deste subsídio se intensificou a partir da Lei 10.438, que incluiu a fonte eólica o rol das energias incentivadas, e, principalmente, da Lei 10.762, de 2003, que aumentou significativamente o alcance das reduções das tarifas na venda de energia incentivada. De fato, na forma como está redigido hoje o dispositivo, os empreendimentos de geração ali definidos possuem desconto na Tusd/Tust [2], sendo que tal desconto também se aplica aos consumidores que adquirirem sua energia. Este benefício já custa atualmente cerca de R$ 8 bilhões ao ano (valores de 2022) aos consumidores do país. Deste valor, a parcela mais relevante está concentrada em projetos de grande porte de geração eólica e solar, localizados na região nordeste, onde vento e irradiação solar são mais intensos.

Na linha de estancar os subsídios, a Lei 14.120, de 2021, estabeleceu que os geradores que protocolaram solicitação de outorga até 2 de março de 2022, com entrada em operação comercial no prazo de até 48 meses da data da outorga, farão jus ao percentual de redução da Tusd/Tust. Assim, ocorreu o fenômeno conhecido no setor como “Corrida do Ouro”, provocando um aumento desproporcional de pedidos de outorga e de conexão do sistema de transmissão que, juntos, somam 200 GW.

Por sua vez, como todo ativo de transmissão construído deverá ser pago, mesmo que “a posteriori” não seja plenamente utilizado, é preciso evitar trazer custos excessivos para o consumidor, não sendo razoável planejar e construir transmissão para os referidos 200 GW de pedidos de outorga. Assim, este processo tem trazido inúmeras discussões no Setor para organizar a fila de acesso às redes, buscando evitar que projetos em estágio mais avançados de implementação sejam bloqueados por projetos com pouca viabilidade.

O desfecho destas discussões sobre a fila indicará quanto será o valor do subsídio referente ao desconto da Tusd/Tust para as próximas décadas. Dependendo de qual for a quantidade de energia a entrar em operação dentro do prazo legal, fazendo jus ao benefício, o valor de R$ 8 bilhões verificado em 2022 pode muito mais do que dobrar. Da mesma forma, eventuais iniciativas para alterar a Lei 14.120 e alongar os prazos nela previstos também afetarão o valor futuro do subsídio, elevando.

Finalmente, mas não menos importante, veio o subsídio à micro e mini geração distribuída (MMGD). Este subsídio surgiu no Brasil inicialmente através da Resolução Aneek 482, de 2012, que estabeleceu o “Sistema de Compensação de Energia Elétrica – SCEE” (ou Net Metering), sob o qual a energia gerada pela unidade consumidora com MMGD compensa, no consumo, todos os custos associados às tarifas de fornecimento, tanto na parcela da energia, quanto transporte e encargos setoriais. Assim, através deste esquema, mesmo que a geração ocorra em momento diferente do consumo e o consumidor utilize as redes para injetar a energia gerada e absorver a energia consumida, não pagará nenhum custo de transporte neste processo, tampouco encargos setoriais.

Em 2015, novos aprimoramentos foram incorporados ao regulamento da Aneel, beneficiando ainda mais a adoção da MMGD, principalmente porque foram criadas as modalidades do “autoconsumo remoto”, abatimento do consumo do mesmo titular em outro local, bem como da “geração compartilhada”, permitindo alocação de crédito a múltiplas unidades consumidoras, localizadas em locais distintos, desde que dentro da mesma área de concessão de distribuição. Tal ampliação trouxe ganhos de escala e escopo ao processo, permitindo a instalação de plantas de maior porte em locais de maior insolação, ampliando bastante a capacidade da MMGD, bem como dos subsídios associados, transferidos às tarifas dos demais consumidores.

Entre 2018 e 2019, a Aneel discutiu o tema publicamente [3]. Em síntese, a revisão proposta pela Aneel reduzia a quantidade de componentes tarifários contemplados no âmbito do SCEE, proposta que encontrava respaldo na crescente preocupação com o efeito da transferência de custos para os consumidores não adotantes de sistemas de MMGD. No entanto, devido à enorme resistência das partes contrárias à revisão dos subsídios, a proposta levou a uma intensa controvérsia dentro e fora do setor elétrico, o que acabou deslocando a discussão do tema para o legislativo.

Em consequência, após amplo acordo entre os principais agentes do setor elétrico, a Lei 14.300, que institui o marco legal da MMGD e trata de vários aspectos do SCEE, foi sancionada em janeiro de 2022. De forma resumida, a Lei estabelece, dentre outras questões, que, após um período de transição, que finda em 2028, a compensação da energia injetada se dará apenas na componente tarifária referente à energia para as novas beneficiadas pela MMGD, em linha com o que a Aneel propôs no âmbito das discussões públicas e com a experiência internacional. Adicionalmente, a Lei 14.300 determinou que para as unidades beneficiadas pela MMGD no momento de sua publicação e aquelas que protocolaram solicitação de acesso na distribuidora até janeiro de 2023 [4], os benefícios integrais deverão permanecer até 2045.

Nesse contexto, o quadro atual para a MMGD no Brasil aponta para crescimentos acelerados. A capacidade instalada de 2015, de 21 MW, passou para 17 GW no final de 2022. Este volume já impõe a transferência de custos aos demais consumidores do país (subsídio) próximo a R$ 10 bilhões ao ano, totalizando mais de R$ 210 bilhões até 2045. Por sua vez, a possibilidade da manutenção dos subsídios àqueles que solicitaram acesso na distribuidora até janeiro de 2023 trouxe uma nova “Corrida do Ouro”, dessa vez associada à MMGD, trazendo um volume sem precedentes nos pedidos de conexão. Somente entre outubro de 2022 e janeiro de 2023, a potência associada aos protocolos soma 32,3 GW, ou seja, quase o dobro da MMGD instalada.

Assim como no caso da “corrida do ouro” da geração renovável centralizada, o processo de conexão da MMGD nas redes de distribuição tem trazido inúmeras discussões no Setor, além de haver projetos com pouca viabilidade de entrada em operação. Portanto, ainda é incerto saber quanto dos 32 GW conseguirá conexão dentro do prazo legal, fazendo jus ao subsídio. Fato é que, novamente, o atual subsídio de R$ 10 bilhões ao ano pode mais do que dobrar, trazendo custos adicionais aos consumidores até 2045 superiores a R$ 200 bilhões. Entretanto, no caso da MMGD há um relevante agravante, pois, alegando insatisfação com a Resolução Aneel 1.059 de 2023, que regulamentou a Lei 14.300, tramita na Câmara o PL 1.293, visando ampliar ainda mais os benefícios à MMGD, com impacto adicional potencial de R$ 93 bilhões aos consumidores finais [5].

Este voluntarismo do Poder Legislativo, que neste caso tenta substituir o papel do Regulador, além de trazer potenciais novos custos aos consumidores do país, acaba atrasando importantes discussões que poderiam estar ocorrendo no âmbito setorial, tanto aquelas que de fato cabem ao parlamento, como é o caso da reforma setorial prevista no Projeto de Lei 414, quanto as de cunho mais técnico, como a avaliação valoração dos custos e dos benefícios da MMGD, prevista no artigo 17 da Lei 14.300, que segue pendente de encaminhamento.

Este dispositivo legal seguiu a linha do debate ocorrido também em outros países que observaram a expansão expressiva da geração distribuída, na esteira da busca por um arcabouço capaz de evitar subsídios cruzados entre a MMGD e os demais usuários do sistema. Dessa forma, como objetivo final desse processo, as tarifas aplicáveis deverão refletir adequadamente o custo imputado ao sistema elétrico como um todo por prossumidores, comparativamente àqueles imputados por consumidores com características semelhantes (por exemplo, porte e nível de tensão). De acordo com a Lei, o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) deveria ter publicado as diretrizes de cálculo dos custos e benefícios da MMGD até julho de 2022. A Aneel deveria, a partir dessas diretrizes, estabelecer os cálculos dessa valoração em até 12 meses, ou seja, até julho de 2023. Contudo, ao mesmo tempo em que a MMGD expandiu significativamente desde a publicação da Lei, o tema do real benefício e custo dessa fonte para o sistema permanece estagnado sem a publicação das diretrizes do CNPE.

Ainda que o tema esteja estagnado, entendemos ser fundamental o debate acerca das diretrizes. Nessa linha, é imprescindível que qualquer proposição apresentada seja capaz de provar sua consistência através de simulações quantitativas, de modo que não se criem incentivos mal calibrados para o desenvolvimento de tecnologias específicas (incluindo a MMGD), com o risco de elevar a ineficiência do setor, com aumento dos custos totais e das distorções na alocação desses custos entre os diversos consumidores. Para tal, torna-se importante buscar na literatura técnica e nas experiências internacionais quais são as melhores práticas que melhor se adaptem ao Setor Elétrico Brasileiro (SEB), uma vez que simplificações podem provocar incentivos equivocados.

Diversas referências sugerem calcular o benefício ao comparar um caso sem a MMGD com o caso com a MMGD para verificar o que a esta agrega ao sistema. No Brasil, país com uma matriz substancialmente renovável e franca expansão de eólica e solar centralizadas, é intuitivo entender que a MMGD está substituindo uma geração renovável e, com isso, não haveria um benefício ambiental sendo agregado ao sistema, ao mesmo tempo em que as fontes renováveis centralizadas são mais baratas devido ao fator de escala. De fato, estudo realizado pela PSR e apresentado na contribuição da Consulta Pública 129/2022 do MME (CP 129), mostra que o mix ótimo de expansão da geração, aquele que resulta em menor custo para o sistema, é o que apresenta menor capacidade de MMGD. Isso porque, reitera-se, no modelo ótimo de expansão para o Brasil, a MMGD é substituída pela geração renovável centralizada, que é mais barata.

Outros aspectos relevantes de serem considerados na apuração dos benefícios e custos da MMGD são os efeitos locacional e temporal, aliás um pilar importante discutido desde a Consulta Pública 33/2017, do MME, que buscou modernizar o SEB, com inúmeras e relevantes discussões que seguem pendentes de implementação. O efeito temporal indica que os benefícios e custos variam ao longo do tempo, em função, por exemplo, do portfólio de geração, perfil de demanda e granularidade temporal considerada na simulação. Já o efeito locacional indica que os benefícios e custos decorrentes da presença de MMGD podem se relacionar à localização destes na rede de distribuição.

A importância desta consideração também foi externada pela EPE [6] e pela Aneel em suas contribuições à referida CP 129. Nas palavras da Aneel “[…] ressalta-se que custos impostos ao sistema elétrico dependem do momento e do local em que ele é demandado para fins de consumo ou de injeção de energia. Portanto, a valoração de eventuais custos e benefícios derivados da injeção de energia por micro ou minigerador distribuído também está relacionada com o momento em que essa energia é injetada no sistema. Dessa forma, é importante considerar a diferenciação horária na valoração de tais custos e benefícios”.

Reforça-se, ainda, uma importante diretriz geral, no sentido de que a valoração de custos e benefícios de MMGD deve ser precedida de simulações, uma vez que os resultados não são intuitivos e dependem de inúmeras variáveis para análise consistente e sem distorções. O SEB conta com a utilização de várias ferramentas no âmbito dos seus estudos de planejamento e operação para realizar esses cálculos.

Nessa linha, o mesmo estudo apresentado pela PSR na CP 129 simulou o impacto da MMGD nas perdas técnicas de distribuição e os resultados mostram grande variabilidade, ocorrendo aumento das perdas com a inclusão de MMGD em alguns locais e redução em outros, a depender das condições e do fluxo das redes. Ou seja, as análises indicam não haver verdade absoluta sobre o impacto da MMGD no aumento ou na redução das perdas, sendo imprescindível simular seus efeitos em cada circuito. Isso reforça que se deve evitar abordagens simplicistas e generalistas de que a presença de MMGD necessariamente reduza determinados custos.

Em suma, entende-se que as diretrizes sobre a aferição dos custos e benefícios da MMGD devem se fundamentar nos seguintes tópicos principais:

1) Metodologias transparentes, objetivas e reproduzíveis pelos agentes;

2) Construção de cenários contrafactuais considerando as alternativas mais econômicas à MMGD, que, no caso da geração no Brasil, consiste nas usinas renováveis centralizadas, eólica e solar;

3) Experiências internacionais e melhores práticas;

4) Simulações prévias com modelos consistentes, difundidos e auditáveis.

A adoção de tais diretrizes, em conjunto com outras medidas destinadas à mitigação do peso dos subsídios nas tarifas finais de energia elétrica, tanto atuais quanto futuras, será fundamental para garantir a sustentabilidade do SEB.

De fato, há nas tarifas atuais excesso de custos que não têm correlação direta com a prestação eficiente dos serviços de energia elétrica, assim como há riscos concretos de que novas ineficiência setoriais sejam repassadas às tarifas futuras, o que as manteria eternamente oneradas. Tal cenário traz inúmeras consequências negativas: 1) reduz a produtividade do país; 2) eleva custos e riscos do capital aqui investido, reduzindo nossa competitividade; 3) funciona como “tributos regressivos”, onerando proporcionalmente mais aqueles de menor poder aquisitivo; 4) distorce o sinal de preço do serviço prestado, afastando-se da alocação ótima dos recursos; 5) eleva a propensão ao furto de energia; dentre outros. A manutenção (ou, pior ainda, o crescimento) destes movimentos é um enorme risco para o país.

Por outro lado, um esforço conjunto para reverter este cenário, com a revisão do modelo setorial, é uma formidável janela de oportunidade para o Brasil, considerando sua vantagem competitiva, com mais de 90 milhões de consumidores e uma vocação nata para as fontes renováveis, capaz de colocá-lo em excelente posição no cenário em que as principais economias do mundo buscam a descarbonização.

[1] Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica.

[2] “Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição” e “Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão”, respectivamente.

[3] Principalmente Consulta Pública n° 010, Audiência Pública n° 01/2019 e Consulta Pública n° 025/2019.

[4] Com prazos estabelecidos para o início à injeção de energia.

[5] Segundo cálculo feitos por diversas associações setoriais Abradee, Abraceel, Abrace, Abeeólica e APINE.

[6] Empresa de Pesquisa Energética.

Elias Marques de Medeiros Neto, Angela Magalhães Gomes, Amanda Fernandes.

Elias Marques de Medeiros Neto é advogado e presidente da Comissão de Energia do Iasp (Instituto dos Advogados de São Paulo).

Angela Magalhães Gomes é diretora técnica da PSR.

Amanda Fernandes é engenheira elétrica e gerente da PSR.

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