Parecer do PL da eólica offshore tem emendas para GD, PCHs e térmicas da Eletrobras

O parecer do projeto de lei (PL) nº 11.247/2018, que até então tratava do aproveitamento de potencial energético offshore, foi apresentado neste fim de semana pelo deputado Zé Vitor (PL/MG), contando em seu relatório com o apensamento, para apreciação conjunta, de 179 proposições ampliando o escopo do texto, que passou a incluir emendas voltadas para geração distribuída, ampliação de subsídios e até mesmo mudanças no rateio da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) entre os consumidores.

De forma geral, as propostas de incentivo à geração de energia de fontes renováveis resumiram-se em isenções de tributos federais; condições especiais para a venda de energia gerada; instalação obrigatória de equipamentos de geração de energia por fonte solar em edificações financiadas ou administradas pela União, bem como para a aquisição de equipamentos para o aquecimento ou a geração distribuída de energia a partir de fonte solar ou outras fontes renováveis.

Inicialmente, o texto de 2018 previa também regras para a promoção e o desenvolvimento da geração de energia a partir de fonte eólica localizada nas águas interiores, no mar territorial e na zona econômica exclusiva e da geração de energia elétrica a partir de fonte fotovoltaica. No relatório, o deputado Zé Vitor destaca que o número de projetos apensados é “um sinal alvissareiro do aumento do interesse pelo tema nesta Casa legislativa”.

Geração offshore 

No que tange especificamente a geração offshore, o novo texto apresentado prevê que a exigência de estudo prévio de impacto ambiental se concentre nas hipóteses de instalação de obra ou atividade potencialmente causadora de significativa degradação do meio ambiente, tal qual prescreve a Constituição Federal.

“Assim, nas hipóteses em que os aspectos ambientais da instalação e operação do empreendimento, ao interagirem com o meio ambiente, resultarem em impactos de menor relevância, poderá ser exigido estudo menos complexo que o EIA”, diz trecho.

Ainda sobre o licenciamento ambiental, não foi incluída entre as atribuições da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) “obter a licença prévia ambiental necessária às licitações envolvendo empreendimentos, selecionados pela EPE, de geração de energia elétrica a partir de fonte eólica ou fonte solar fotovoltaica e de suas instalações de transmissão de energia elétrica de uso exclusivo”.

Também foi incluído no texto dispositivo para dispor que o direito de comercializar créditos de carbono ou instrumentos congêneres de mitigação de emissões de gases de efeito estufa.

Outro aprimoramento introduzido refere-se ao artigo que determina que o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) deverá estabelecer as diretrizes necessárias para a definição locacional de setores em que poderão ser definidos prismas energéticos e o procedimento de solicitação de Declaração de Interferência Prévia (DIP), inclusive a entidade responsável pelo requerimentos necessários à sua obtenção, bem como determinará a adoção de medidas necessárias para a regulamentação da geração de energia elétrica offshore.

Jabutis da Eletrobras

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).

A lei 14.182 trouxe a obrigação de contratação de 8 GW em termelétricas, divididas entre 1 GW no Nordeste, 2 GW no Sudeste, 2,5 GW no Norte e mais 2,5 GW no Centro-Oeste, sempre em regiões sem ponto de suprimento de gás na época da aprovação da lei.

Outra determinação dessa lei foi uma reserva da demanda dos leilões de energia nova para PCHs, de no mínimo 50% dos contratos dos leilões, até que fossem contratados 2 GW nessa fonte.

No caso do gás, como havia limitação do preço da energia - a lei colocou como teto o preço do leilão A-6 de 2019 -, os projetos não se mostraram competitivos.

A proposta do deputado Zé Vitor prevê a mudança da lei, que passaria 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. Além disso, o texto deixou expressivo que 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 seria obtido por meio de uma chamada pública a ser realizada pelos governos estaduais por meio das distribuidoras de gás locais.

Em relação às PCHs, a falta de demanda das distribuidoras nos leilões de energia nova inviabilizou a contratação dos 2 GW da fonte. Por isso, o texto proposto agora fala na obrigação de contratação de 3 GW em usinas no Centro-Oeste, 1.500 GW no Sul e Sudeste e 400 MW nas regiões Norte e Nordeste, por meio de leilões de reserva de capacidade e energia associada. Nesses casos, quem faz a contratação é o governo, então a demanda não depende mais das distribuidoras.

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 da energia postergada em igual prazo, como também os montantes já contratados.

Quando ao pagamento pela Eletrobras ou por suas subsidiárias, na forma definida pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), à Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), correspondente a 50% do valor adicionado à concessão pelos novos contratos, recursos estes que deverão ser utilizados prioritariamente no pagamento da Conta Covid e da Conta de Escassez Hídrica. Os recursos também poderão ser utilizados para redução de impactos tarifários às concessionárias de distribuição que tenham reajustes tarifários superiores a 15%.

Novidades na GD e fontes incentivadas

O relator também alterou dispositivos da Lei nº 14.300, de 6 de janeiro de 2022, que institui o marco legal da microgeração e minigeração distribuída, o Sistema de Compensação de Energia Elétrica (SCEE) e o Programa de Energia Renovável Social (PERS).

Neste ponto, foi considerada a ampliação das possibilidades de a unidade consumidora que tenha aderido ao SCEE e que tenha a usina de microgeração ou minigeração instalada junto a sua carga optar por faturamento com aplicação da tarifa do grupo B (baixa tensão) para sua unidade consumidora do grupo A (alta tensão).

Na compensação dos excedentes ou créditos de energia, deverá ser observada a relação entre as componentes tarifárias incidentes sobre o período horário em que a energia foi gerada e as componentes aplicáveis, após concessão do desconto tarifário, no período em que foi alocada à unidade consumidora que recebeu, quando o excedente ou o crédito de energia elétrica que forem utilizados em unidade consumidora beneficiada pelo desconto.

Para empreendimentos de geração termelétrica que utilizam biomassa, biogás, biometano, e resíduos sólidos urbanos como fonte de combustível, com potência instalada de até 30 MW, também foram assegurados os mesmos prazos para descontos na Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (Tusd) e Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão (Tust) concedidos a CGHs e PCHs.

Alocação de sobrecontratação 

Sobre o artigo 20 da lei nº 10.438/2002, que trata da sub-rogação à Eletrobrás dos compromissos de aquisição e repasse às distribuidoras de Itaipu Binacional firmados por Furnas e Eletrosul, com as distribuidoras, foi inserido parágrafo que estabelece que no ano subsequente ao de vigência da lei, a Aneel deverá calcular a participação do mercado regulado no total e somente alocar às distribuidoras na proporção de participação, sendo suportado pelos consumidores livres.

Mudanças no sistema de compensação

Também foi estabelecido que as unidades consumidoras que tenham aderido ao Sistema de Compensação de Energia Elétrica (SCEE) que tenham a usina de MMGD instalada junto à sua carga e potência nominal total dos transformadores igual ou inferior a uma vez e meia o limite permitido para ligação de consumidores do Grupo B, podem optar por faturamento com aplicação da tarifa do grupo B para sua unidade consumidora do grupo A.

Podem optar por faturamento com aplicação da tarifa do grupo B para sua unidade consumidora do grupo A as unidades consumidoras que tenham aderido ao SCEE antes de 7 de janeiro de 2023, que tenham MMGD instalada junto à sua carga ou tenham carga remota e desde que a soma das potências nominais dos transformadores seja menor ou igual a 112,5 kVA e se estiver como classificada na subclasse cooperativa de eletrificação rural, de hotelaria ou pousada e estiver localizada em área de veraneio ou turismo, independentemente da potência nominal total dos transformadores.

As unidades consumidoras poderão em qualquer hipótese receber e enviar os excedentes ou créditos de energia elétrica de outras unidades consumidoras obedecidas as regras do SCEE, sendo vedada a divisão de central geradora em unidades de menor porte para se enquadrar nos limites de potência para MMGD, devendo a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) regulamentar critérios objetivos para caracterização da subdivisão.