Conheça os 'jabutis' aprovados pelo Senado que vão aumentar a conta de luz

O plenário do Senado Federal aprovou o projeto de lei (PL) nº 576/2021, que cria o marco legal das eólicas offshore no país. O texto-base do PL, que não apresentava controvérsias, foi aprovado em votação simbólica. Já o artigo 21, incluído na Câmara dos Deputados e que prorroga subsídios a outras fontes de energia, foi votado em separado e aprovado por 40 votos a 28.

Apenas as bancadas do PT e do Partido Novo orientaram seus senadores a votarem contra o artigo. Os demais partidos e bancadas orientaram voto a favor ou liberaram seus parlamentares. A votação aconteceu em sessão extraordinária do Plenário da casa nesta quinta-feira, 12 de dezembro.

Agora, o PL das eólicas offshore vai a sanção presidencial. Segundo a liderança do Partido dos Trabalhadores, o presidente Luiz Inácio Lula da Silva deve vetar trechos da proposta.

Ampliação no desconto da Tust e Tusd

A única mudança em relação ao texto aprovado na Comissão de Infraestrutura do Senado está na cobrança das tarifas de uso dos sistemas elétricos de transmissão (Tust) e de distribuição (Tusd) para novos empreendimentos de geração termelétrica a partir de biomassa, biogás, biometano e resíduos sólidos urbanos, com potência instalada de até 30 MW.

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Estas usinas passam a ter os mesmos descontos concedidos aos empreendimentos de geração hidrelétrica, assim, as tarifas voltam a ser cobradas retroativamente após a entrada em operação de todas as unidades geradoras, considerando a data de entrada em operação de cada unidade.

A determinação constava no texto aprovado na Câmara, mas havia sido retirada do relatório no Senado. Nesta quinta-feira, o relator Weverton Rocha (PDT-MA) trouxe novamente esta determinação alegando que a manutenção do dispositivo era necessária para evitar controvérsias sobre aplicabilidade da Tust e Tusd e para retirar “qualquer dúvida da Aneel [Agência Nacional de Energia Elétrica] sobre a cobrança das tarifas durante a fase de instalação das usinas”. Segundo Weverton, a necessidade de manter o texto foi apontada tanto pela Aneel quanto por membros do governo.

Críticas

Durante a discussão, as maiores críticas ao PL tinham relação com o aumento no custo de energia que os ‘jabutis’ devem provocar. Cálculo da consultoria PSR aponta impacto nas tarifas de R$ 17 bilhões por ano até 2050.

Além disso, a PSR aponta que contratação compulsória de energia térmica deve aumentar o curtailment, prejudicando a própria fonte eólica, e reduzir as atratividade da energia eólica offshore para consumidores livres em função do preço mais elevado.

Outro ponto criticado durante a discussão do PL foi o incentivo ao carvão mineral, que é poluente, em uma lei voltada à transição energética. Os defensores dos incentivos ao carvão alegaram que a exploração do minério gera empregos no Brasil e que a geração térmica é importante para dar estabilidade ao sistema, compensando a intermitência das renováveis.

“A compra compulsória. Não temos preconceito contra nenhum tipo de fonte para dar estabilidade ao sistema nacional de energia. Não é contra o carvão ou o gás natural, é contra a compra compulsória”, argumentou o senador Rogério Carvalho (PT-SE).

As emendas do texto

O texto aprovado contempla emendas à viabilização do gás natural para as termelétricas exigidas pela Lei 14.182, de privatização da Eletrobras, a determinação de contratação de PCHs como reserva de capacidade, investimentos em hidrogênio verde e eólicas, e a expansão dos benefícios à geração distribuída (GD).

A emenda que garante a renovação dos contratos das termelétricas a carvão até 2050 atende ao pleito da bancada do Rio Grande do Sul a partir da postergação adotada para a termelétrica de Jorge Lacerda, em Santa Catarina, na renovação de seu contrato. 

Assim, foram contempladas as termelétricas a carvão mineral Candiota II e Figueira, com previsão de término de CCEAR não superior a 31 de dezembro de 2028. 

A energia deve ser contratada como reserva, ao preço calculado pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE), com uma receita fixa equivalente ao custo variável unitário (CVU) teto para a geração a carvão mineral do leilão A-5 de 2021.

A geração distribuída também ganhou uma emenda, alterando a Lei 14.300/2022, e que ampliou de 12 para 24 meses o prazo máximo para início de injeção de energia na rede por usinas de minigeração solar fotovoltaica que sejam GD I.

Gás e PCHs

Sob a justificativa de promover maior diversificação da matriz energética, foram consideradas alterações na Lei 14.182/2021, que tratou da privatização da Eletrobras, por meio da contratação de termelétricas movidas a gás natural em várias unidades da federação.

O texto proposto reduz a exigência de contratação de termelétricas localizadas em determinadas regiões do país, mas amplia a obrigação de novos contratos para pequenas centrais hidrelétricas (PCHs), no montante de 4,9 GW, mesmo não havendo necessidade para o sistema.

A lei 14.182 trouxe a obrigação de contratação de 8 GW em termelétricas. O texto aprovado hoje altera a lei e passa a exigir a contratação de 1,25 GW em térmicas no Nordeste, 1 GW no Norte, 1 GW no Sudeste e mais 1 GW no Centro-Oeste. 

Apesar de reduzir a potência total a ser contratada, o texto alterou as condições de custeio do gás natural a ser usado por essas usinas, o que vai garantir sua viabilidade e encarecer o custo final arcado pelo consumidor. 

O preço a ser calculado pela EPE vai considerar, além do leilão A-6 de 2019, o valor da molécula de gás entregue na central de geração, que será obtido por meio de uma chamada pública a ser realizada pelos governos estaduais por meio das distribuidoras de gás locais.

Eólicas no Sul e hidrogênio

Adicionalmente também deverão ser contratadas 250 MW de energia proveniente hidrogênio líquido a partir do etanol na região Nordeste, com contratação até o segundo semestre de 2024, e entrega até 31 de dezembro de 2029, e a contratação de 300 MW de energia proveniente de eólicas na região Sul, com contratação até o segundo semestre de 2025, para entrega até 31 de dezembro de 2030.

Caso os montantes definidos não sejam contratados integralmente nos anos previstos por inexistência de oferta, as diferenças deverão ser contratadas nos anos subsequentes até atingir o valor total de capacidade definido, ficando a data de entrega