Geoberto Espírito Santo

Consultoria, Engenharia e Serviços

Tarifa de energia elétrica sempre será um tema de grande relevância para todos nós, quer estejamos no segmento residencial, comercial ou industrial, na baixa ou na alta tensão. O reajuste tarifário de 44,41% autorizado para o Amapá gerou um grande reboliço no setor elétrico. Outras propostas de reajuste, foram, em média, de 21% no Piauí, de 16,1% em Rondônia, de 22% no Acre e de 11% no Pará, haja vista que os valores de alta e de baixa tensão não são iguais. Atualmente, na Região Norte, a tarifa média de venda das distribuidoras para o consumidor é de R$ 803,40/MWh; na Região Centro-Oeste é de R$ 731,30/MWh; na Região Nordeste é de R$ 699,80/MWh; na Região Sudeste é de R$ 682,60/MWh; e na Região Sul é de 613,40/MWh.

Nas antigas distribuidoras da Eletrobras que foram privatizadas, a tarifa média de compra é em torno de R$ 340/MWh, enquanto no Sul do país é de R$ 170/MWh. Vale lembrar que, na época da privatização, foram feitas várias flexibilizações nas tarifas com o objetivo de atrair interessados, mas que já saíram da base de remuneração, sendo que a captura da eficiência foi feita em favor dos consumidores. No caso do Acre, a distribuidora foi privatizada em 2018 e existe uma lacuna muito grande de investimentos. Apenas para efeito de comparação, tudo indica que o percentual proposto para o Acre será mantido e ele sairá do 18º lugar no ranking das distribuidoras e irá para a 3ª colocação entre as maiores do país. Nossas tarifas de energia elétrica são as segundas maiores do mundo, perdendo apenas para a Colômbia, quando colocamos sob avaliação o Poder de Paridade de Compra (PPC) per capita da população, haja vista que não se pode comparar diretamente o valor do euro ou do dólar, com o real ou com o peso argentino.

Na composição da tarifa de energia elétrica, média Brasil, os pesos são os seguintes: geração (36%), transmissão (8%), distribuição (23%) e encargos (33%). A preocupação com os encargos está na CDE (Conta de Desenvolvimento Energético), que esse ano chegará a R$ 35 bilhões e, pelo andor da carruagem, vai para R$ 40 bilhões em 2025. A pressão tarifária na CDE é composta pela CCC (Conta de Consumo de Combustíveis), descontos sobre o uso do fio e a tarifa social pois, de acordo com a Lei 13.360/2016, até 2030 todos os usuários devem ser igualmente cobrados, políticas públicas qua acabam resultando em tarifas mais altas para os estados menos desenvolvidos. Pela qualidade dos serviços que são prestados, tudo indica que a falta de investimentos é uma providência que as distribuidoras do Norte/Nordeste do país vão propor à ANEEL na próxima revisão tarifária. Esses investimentos são necessários para que possam ser corrigidas assimetrias ainda existentes, mas eles vão perdurar 30 anos na base de remuneração das distribuidoras, razão pela qual é urgente que sejam tomadas medidas legislativas e de governo.

Em recente estudo apresentado pela consultoria TR Soluções, novos custos de aproximadamente 30% estão previstos para serem repassados a todos os consumidores de energia elétrica. Esse estudo envolveu todos os submercados do SIN (Sistema Interligado Nacional) e levou em consideração a média ponderada das tarifas que são praticadas pelos consumidores do subgrupo A4 em 30 distribuidoras. Por outro lado, a hidrologia utilizada nos estudos foi a observada entre julho de 2017 e dezembro de 2018, sendo replicada para o período 2025 a 2029, quando também foi considerada a interligação do estado de Roraima ao SIN em 2029. O documento destaca que a análise se limitou à TUSD Encargos (CDE/Proinfa/CDE Contas; TUSD/créditos tributários de PIS/COFINS e aos Encargos cobrados dos consumidores livres no âmbito da liquidação da CCEE (ESS/EER/ERCAP) e que nenhum apresentou diferenciação horária e são aplicados de forma volumétrica.

Os fatores que foram apontados para esse crescimento, que poderá resultar num aumento de R$ 100/MWh sobre os atuais, são os seguintes: a) possível entrada em operação comercial de Angra 3, em 2029, quando espera-se uma tarifa alta, em torno de R$ 700/MWh, compulsória; b) incremento da receita fixa, fruto da energia de reserva das termelétricas previstas na lei que autorizou a privatização da Eletrobras; c) no 1º Leilão de Reserva de Capacidade, na sua forma Energia, ficaram remanescentes 4.200 MW médios e que seriam integralmente contratados; d) todos os contratos das PCHs do PROINFA seriam renovados a partir de 2024 e mais nenhuma das demais fontes do Programa; e) possibilidade de novas crises hídricas. Por outro lado, encontra-se no TCU (Tribunal de Contas da União) a contratação de térmicas do PCS (Procedimento Competitivo Simplificado), feito em outubro de 2021 para atendimento da crise hídrica, custo de R$ 40 bilhões, no qual térmicas assinaram contratos, algumas não cumpriram o prazo para entrar em operação, existem multas para as rescisões e está sendo tentado um acordo por causa das implicações jurídicas pois as usinas são de empreendedores internacionais.

Vale salientar que o “culpado” dos aumentos não são as distribuidoras, cujas tarifas são homologadas pela ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica), nem a própria ANEEL, que apenas cumpre o que está na legislação aprovada no Congresso Nacional e sancionada pelo Presidente da República. O diretor-geral da ANEEL, Sandoval Feitosa, em recente Audiência Pública na Câmara dos Deputados, afirmou que o cenário nas tarifas não só na Região Norte, mas também na Região Nordeste, não são muito otimistas porque precisam ser feitos investimentos em caráter de urgência para que possa haver uma melhoria nos serviços de distribuição de energia elétrica.

Todos os agentes do setor elétrico defendem que políticas públicas, algumas até desnecessárias atualmente, sejam custeadas pelo Tesouro Nacional e não pelos consumidores de energia elétrica, como é hoje. Exemplo recente está no fato de, por causa da seca na Amazônia, hidrelétricas e suas respectivas linhas de transmissão tiveram que ser desligadas. Para que os consumidores da Região Norte não fiquem sem energia, térmicas a diesel terão que ser ligadas, uma conta de R$ 1,2 bilhão que vai para a CDE e ser repassada para todos os consumidores do Brasil. Por causa da guerra na Ucrânia, a Rússia cortou o fornecimento de gás para a Europa e as tarifas de energia tiveram que aumentar. Na França, os consumidores de energia elétrica receberam um cheque do governo, referente ao valor desse custo incremental. Encontram-se tramitando no Congresso Nacional vários projetos, necessários, mas que a prática continua a mesma, ou seja, repassar o custo de políticas públicas para a tarifa do consumidor de energia elétrica.

Geoberto Espírito Santo
GES Consultoria, Engenharia e Serviços

O Banco Mundial mostra que a arrecadação de títulos soberanos verdes passou de
US$ 41 bilhões, aproximadamente R$ 215 bilhões. Esses títulos são emitidos pelos países
com o objetivo de arrecadar fundos para incentivar o uso de energia renovável ou para
cumprir metas de redução de carbono na transição energética. Em aproximadamente 60%
dos países de alta renda (EUA, Japão, Dinamarca…) existem instrumentos financeiros
públicos endereçados à sustentabilidade. Nos países de renda média alta (Brasil, China,
Peru…) esse percentual cai para 25% e para 10% em países de renda média baixa (Filipinas,
Índia, Senegal…). Naqueles de renda baixa, como Etiópia, Nigéria e Haiti, não se fala nisso.
Visualizando os títulos verdes de dívida emitidos em 2021, maior parte pelo setor
privado da Europa, atingiram US$ 621 bilhões ou R$ 3,25 trilhões. Para os “títulos sociais”,
com a finalidade de comprar casas, financiar a agricultura, melhorar os serviços de saúde e
acesso à água potável, foram levantados US$ 206 bilhões ou R$ 1 trilhão. Mas é preciso
que fique bem claro que a emissão desses títulos de renda fixa não é caridade, são emitidos
pelos governos ou por players do setor privado e estão expostos aos fatores de risco e
sujeitos a taxas de retorno diferentes.
A Agência Internacional de Energia Renovável (IRENA, sigla em inglês), realizou
um estudo sobre a importância de incluir as comunidades locais na transição energética e
chegou à conclusão que elas são um poderoso acelerador. Além de gerar desenvolvimento
socioeconômico local, a inclusão de comunidades nos projetos de energia limpa também
permite uma maior autonomia na gestão dos recursos, tanto energéticos, como financeiros.
Cita experiências que existem no mundo e uma condição crucial para a sua implantação são
os ambientes políticos estáveis e não discriminatórios. Além do enfoque da transição
energética justa, rumo a uma matriz mais limpa, os desafios envolvem também um mercado
de trabalho e até mesmo a busca pela segurança.
E o que seria uma transição energética justa no Brasil? Justa do ponto de vista de
quem? Da oferta ou de quem consome energia? Tudo começa nessa definição, que não
existe consenso, ainda mais se formos compor com alguns elementos que estão comumente
a ela associados. Na era dos 5G, alguns formuladores pregam que a transição energética no
Brasil é composta por 5Ds: Descarbonização, Descentralização, Digitação, Desenho de
mercado e Democratização.
Descarbonização se refere às mudanças climáticas, podem aumentar sua frequência e
assim vai afetar com maior magnitude as camadas mais vulneráveis da sociedade.
Certamente que a descarbonização das matrizes elétrica e energética é muito benéfica para o
mundo em geral, principalmente para os mais ricos, mas há de se convir que leva perdas
para grupos sociais, cidades e, talvez, até para regiões inteiras. Nesses primeiros anos,
talvez décadas, painéis solares nas residências, carros elétricos, hidrogênio verde produzido
com energia eólica offshore, não vai ser acessível para a população mais pobre. Portanto,
apenas a descarbonização da matriz energética será insuficiente, mesmo que envolva outros
Ds, como a descentralização e um maior grau de digitalização.
Descentralização com eólicas e solares para comunidades pequenas e distantes dos
centros de carga, só com recursos do governo, nesse caso de nossos impostos.
Historicamente, seus modos de vida estão atrelados a atividades baseadas em fontes fósseis,

como é o caso da lenha, do carvão e do botijão de gás. É óbvio que vão encontrar inúmeras
dificuldades de fazer uma acelerada adaptação para uma economia de baixo carbono. Para
esse caso, serão necessárias alternativas produtivas associadas a fontes de energia de baixa
emissão e que possam oferecer uma melhoria na renda e na qualidade de vida dessas
populações.
Na digitalização, presente em quase todas as atividades econômicas e sociais, com
tendência para a entrada exponencial de novas tecnologias de informação e comunicação,
cada vez mais irá causar uma crescente dependência da energia no modo de vida das
pessoas. E quem mais sofrerá com a tecnologia são os mais velhos e os mais pobres, que
dificilmente poderão acompanhar essa expansão tão rápida e cara. Consequentemente, o
fosso social vai ampliando as discrepâncias que existem em nossa sociedade,
principalmente se uma grande parcela da população não tiver acesso à energia barata e de
qualidade, condição fundamental para a melhoria da sua situação econômica e do seu
padrão de vida.
No desenho de mercado, não podemos deixar de considerar que a desigualdade de
acesso à energia está relacionada com a desigualdade socioeconômica, às vezes até pela
discriminação étnico-racial, disparidade de gênero, quase sem renda e mobilidade social
inexistente, fatores que determinam a falta de oportunidades de acesso às instâncias
decisórias. Da solução faz parte a regulação, a capacitação, para fazer com que as
comunidades passem a compreender questões técnicas, financeiras e políticas, e até
comecem a desenvolver iniciativas com o próprio negócio.
Democratização agora é um nome que cabe em qualquer lugar, mas sempre muito
distante daquilo que foi idealizado pelos filósofos gregos. Aqui, nesse caso da transição
energética, por democratização definiu-se o acesso amplo e módico à energia, de forma
inclusiva e participativa, dando maior prioridade à questão social no aproveitamento dos
recursos energéticos. Nem mesmo com os parlamentares que elegem, essas comunidades
participam dessas definições. Discurso afiado, palavras envolventes, propaganda milionária,
mas quais são as ações, metas, recursos, como acompanhar resultados?
Portanto, uma transição energética para ser justa no Brasil, não pode ficar apenas
sendo indutora de mudanças nas matrizes elétrica e energética, na direção de uma economia
de baixo carbono. É preciso que sejam dadas proteções as camadas mais vulneráveis da
sociedade, não só para ampliar o acesso desses grupos à energia, mas somente com
educação, capacitação profissional e criação de oportunidades é que poderemos erradicar a
pobreza e combater a gritante desigualdade existente nesse nosso país. (11/08/2022)
Geoberto Espírito Santo
GES Consultoria, Engenharia e Serviços

Geoberto Espírito Santo
GES Consultoria, Engenharia e Serviços

“A máquina tecnologicamente mais eficiente que um homem jamais inventou é o livro.”

(Northorp Frye)

Atravessamos mais uma crise de energia elétrica que custou ao país cerca de R$ 100
bilhões, se considerarmos o que os consumidores pagaram na conta bandeiras e que ainda
vão pagar do empréstimo bancário até 2026, que já está sendo rateado e embutido nas
tarifas. Uma das soluções que sempre é apontada nesse momento é a eficiência energética,
mas ela não é uma solução de curto prazo, portanto, não adequada a situações de crise.
No planejamento da EPE (Empresa de Pesquisa Energética), em 2030 deveremos ter
5% do consumo energético do país reduzidos com ações de eficiência energética, sendo
que 4% é a participação do consumo de eletricidade. Dessa participação da energia elétrica
na eficiência energética do Brasil, temos 73% nos setores industrial e de serviços, um
consumo calculado em 32 TWh até o horizonte citado. A eficiência energética reduz a
capacidade de oferta, posterga investimentos, reduz o custo para o consumidor e assim,
fazendo mais com menos, também apresenta ganhos para o meio ambiente, no caso a
redução nas emissões de gases de efeito estufa (GEE).
Dados da Agência Internacional de Energia (AIE), desde 2015 as melhorias globais
em eficiência energética diminuíram, se considerarmos as medidas pela intensidade de
energia primária. Num nível extra de estresse para essa redução certamente tem também
uma parcela de culpa na crise causada pela Covid-19. A previsão da AIE é que, quando
forem confirmados os resultados de 2020, a intensidade energética tenha uma melhoria de
apenas 0,8%, ou seja, cerca da metade alcançada em 2019 (1,6%) e 2018 (1,5%). Esses
percentuais estão bem abaixo do que será necessário para as metas globais de clima e
sustentabilidade. Segundo o Cenário de Desenvolvimento Sustentável da AIE, esses são
números preocupantes, já que nos próximos 20 anos a eficiência energética deve
proporcionar mais de 40% da redução nas emissões de GEE relacionados à energia
primária.
O Brasil é um dos países em desenvolvimento mais atrasados no tema porque apesar
de termos consciência de todas essas vantagens da eficiência energética, a grande questão
é como chegar lá. Observando outros países com economias emergentes, como a China e a
Índia, vemos que estão investindo pesadamente na eficiência energética nas últimas
décadas. O Brasil ficou praticamente estável nesse período, porque não houve uma
trajetória de redução da intensidade energética, mesmo com os programas oficiais e a
modernização tecnológica. Foram criados o PROCEL (Programa Nacional de
Conservação de Energia Elétrica) e o CONPET (Programa Nacional da Racionalização do
Uso dos Derivados de Petróleo e do Gás Natural), sendo que o primeiro ficou
administrado pela Eletrobras e o outro pela Petrobras. Foram até criados selos de
qualidade para que os consumidores tivessem êxito na escolha dos eletrodomésticos mais
eficientes que pretendem adquirir.
A questão é que o PROCEL, fundado em 1985, já investiu em torno de R$ 3,89
bilhões, com recursos próprios da Eletrobras, da Reserva Global de Reversão (RGR), de
investimentos de fundos internacionais e, a partir de 2016, de recursos provenientes da Lei
nº 13.280. Foram mais utilizados em projetos industriais, sempre relacionados com o
custo/benefício, e nesses 36 anos foram economizados 217,9 bilhões de kWh. Em 2021, a

economia foi de 22,73 bilhões de kWh, ou seja, o equivalente a 4,54% do consumo total
de energia elétrica no Brasil, o que daria para suprir anualmente 11 milhões de residências.
Já o CONPET, sua aplicação praticamente ficou restrita às instalações da Petrobras
e os resultados alcançados foram absorvidos pela produtividade de própria estatal. Em
eficiência energética, pelo lado da energia elétrica, existe também o PEE (Programa de
Eficiência Energética) da ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica), projetos que
são executados pelas distribuidoras de energia elétrica e custeados pelos consumidores,
que pagam nas contas de luz 0,25% do valor total da energia consumida para essa
finalidade.
Coordenado pelo Inmetro, foi criado o Programa Brasileiro de Etiquetagem (PBE),
com o objetivo de fornecer aos consumidores informações sobre o desempenho de
produtos, praticamente os da linha branca, levando em conta atributos como o consumo de
energia, ruídos e outros critérios que podem influenciar o consumidor para uma compra
um pouco mais cara, porém mais eficiente na vida útil do equipamento. Um desses
equipamentos foi a geladeira e que agora está sendo reformulado, eletrodoméstico que é
utilizado por mais de 98% da população brasileira, mas que as tecnologias utilizadas na
sua fabricação datam dos anos 1980-1990. Um levantamento feito pelo Instituto Escolhas
mostra que 130 TWh de energia elétrica poderiam ser economizados na próxima década,
somente com a adoção de tecnologias mais eficientes e que custaria para as indústrias um
investimento de R$ 300 milhões para a mudança na linha de produção. A economia para
cada consumidor seria de R$ 360,00/ano, um número que parece pequeno, mas que se
agiganta quando é extensivo ao uso de 98% das residências brasileiras. Investimentos
poderiam ser feitos em novos equipamentos, edifícios e em veículos com baixa eficiência
energética.
Mas é preciso informação ao consumidor, com os ganhos que ele vai ter pelo uso.
Certamente que ele, ao ver tantos gastos desnecessários, não vai deixar de usar o chuveiro
na hora da ponta do sistema simplesmente para ajudar o país. Esse seria um nível altíssimo
de educação, o que não é o nosso caso. O trabalhador brasileiro sai de casa às 5 da manhã
para trabalhar, gasta umas 4 horas para ir e voltar amassado em um transporte coletivo e
tudo que quer fazer quando chegar em casa é tomar um banho quente, se a temperatura
estiver baixa, um exemplo que se aplica melhor no Sul/Sudeste do país. Não é uma
questão de conforto e sim de saúde, e ele não vai se sensibilizar em esperar para tomar o
seu banho depois das 21:00h para ajudar na eficiência energética do país.
A ANEEL até que desenvolveu e implantou a tarifa branca para os consumidores
de baixa tensão, mas não vingou, talvez por falta de uma melhor informação sobre seus
ganhos. A exemplo das tarifas verde e azul, que são utilizadas para os consumidores de
alta tensão, a tarifa branca também é uma modalidade cujo preço varia de acordo com o
horário de consumo. Por outro lado, o conceito de eficiência energética, que tem como
base o produzir mais, tanto social como economicamente falando, com menos quilowatts-
hora consumidos, ainda não está devidamente entendido pela maioria daqueles que a
utilizam. Quando se usa o gás natural, e até mesmo o diesel, em motores nas três horas da
ponta do sistema (17:30h às 20:30h), em substituição a energia elétrica que é mais cara
nesse período, não está sendo feita eficiência energética e sim eficiência financeira,
postura que tende a desaparecer com a adoção do mercado livre, da geração distribuída e
da modernização do sistema elétrico brasileiro. Outra generalização que está sendo feita é

argumentar que substituir combustíveis fósseis por eólicas e solares é fazer eficiência
energética, o que nem sempre é verdade, pois essa eficiência só se dá sempre pelo conceito
ambiental.

CHOQUE DE SUBSÍDIOS

Geoberto Espírito Santo

“O mundo não será salvo pelos caridosos, mas pelos eficientes.” (Roberto Campos)
A CDE (Conta de Desenvolvimento Energético) foi criada pela Lei nº 10.438/2002, a
mesma que instituiu o PROINFA (Programa de Incentivos às Fontes Alternativas de
Energia Elétrica) e de uns tempos para cá passou a ser vista com restrições porque vem
aumentando consideravelmente todos os anos. O alerta geral foi dado neste ano, quando a
ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica) definiu essa conta no valor de R$ 32
bilhões, sendo que R$ 30,2 bilhões serão pagos diretamente pelo consumidor. Um aumento
de 34,2% quando comparamos com o orçamento de 2021, quando o encargo foi de R$ 23,9
bilhões e o consumidor arcando com R$ 19,6 bilhões. Em 2020, a CDE foi orçada em R$
21,9 bilhões Esse valor gera um impacto médio nas tarifas de 3,39%, sendo que para os
consumidores do Sul, Sudeste e Centro-Oeste representa 4,65% e para os consumidores das
regiões Norte e Nordeste é de 2,41%.
Em 2018, o Relatório de Políticas e Programas de Governo divulgado pelo Tribunal
de Contas da União (TCU) já criticava a governança da CDE, sinalizando que não havia
definição de qual problema ou qual demanda social que cada subsídio pretendia resolver ou
reduzir. O TCU dizia naquela oportunidade que os subsídios eram incompatíveis com o
regime jurídico tarifário do setor, pois não havia um sistema de avaliação da eficácia desses
subsídios e a fiscalização da ANEEL sobre a concessão dos subsídios seria insuficiente.
Nesse Relatório do TCU existem duas recomendações: a) estruturar um modelo de
governança que permita o acompanhamento de todas as políticas que são subsidiadas pela
CDE; b) Avaliar os impactos advindos dessas alterações na CDE, tanto sob a ótica da
origem dos recursos quanto da aplicação dos montantes arrecadados.
Em dezembro de 2020, numa análise feita pelo Conselho de Monitoramento e
Avaliação de Políticas Públicas do Ministério da Economia (CMAP), foi avaliado que
existia um risco elevado de falta de transparência, de previsibilidade de despesas e de
estudos de impacto sobre os descontos concedidos, ainda porque não haviam metas a serem
atingidas e, consequentemente, resultados a serem alcançados. O CMAP avaliou que não
havia delineamento do problema social ou econômico para os descontos nas tarifas
aplicadas ao setor rural e recomendou que os subsídios para irrigantes abastecidos em alta
tensão fossem sendo extintos gradualmente, haja vista que 92,6% da população rural já
estavam eletrificadas. O CMAP observou que os preços das fontes incentivadas (eólica e
solar) já estavam no mesmo patamar das térmicas a gás ou das hidrelétricas e assim não
seriam necessários subsídios para as próximas outorgas. Vários agentes do mercado
também entendem que os subsídios para eólicas, solar, PCHs e térmicas à biomassa foram
criados na época em que essas fontes não eram economicamente viáveis, mas que hoje não
têm mais sentido, haja vista a relevância que apresentam nos leilões e no mercado de
energia.
Na CDE de 2022 podemos observar que, para a CCC (Conta de Consumo de
Combustíveis), que é a rubrica para subsidiar os custos anuais com geração térmica em
sistemas isolados, estão destinados R$ 11,96 bilhões. Certamente que a explicação é o
aumento no preço do diesel e do gás natural, que são os combustíveis que abastecem as
usinas térmicas na Amazônia. A retirada desse subsídio é pouco animadora, haja vista que a
interligação de Roraima ao Sistema Interligado Nacional (SIN) ainda segue sem definição,
com o impedimento da passagem da linha de transmissão por terras indígenas.

Os subsídios para o Mercado Livre e para a GD (geração distribuída) são de 11,05
bilhões, através dos descontos na TUST (Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão) e da
TUSD (Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição), respectivamente de R$ 1,75 bilhões e de
R$ 9,3 bilhões. Esse subsídio na TUSD para a geração distribuída (basicamente para os
painéis solares fotovoltaicos), para quem estiver ligado até 5 de janeiro de 2023, foi
prorrogado para 2045 e, somente a partir de 2025, começará uma sistemática redução da
“corrida do ouro” até 2029, quando passará o uso do fio da distribuidora também a ser pago
integralmente por quem vier a se conectar ao sistema.
O subsídio para a tarifa social passou de R$ 3,6 bilhões no ano passado para R$ 5,4
bilhões, já que houve uma inclusão sistemática dos habilitados no Cadastro Único do
Governo Federal ou aqueles contemplados com o Benefício de Prestação Continuada da
Assistência Social.
O “guarda-chuva” da CDE também abriga outros subsídios, como é o caso do carvão
mineral, do PROINFA (Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia) e do
Programa de Universalização de Energia e de Eletrificação Rural.
Neste ano eleitoral, o alerta para o custo alto das tarifas de energia elétrica,
juntamente com os combustíveis e o gás de cozinha, finalmente chegou no Congresso
Nacional, pois é de lá que são aprovadas as leis que determinam como a ANEEL (Agência
Nacional de Energia Elétrica) deve agir para calcular quanto o consumidor vai pagar pelo
seu uso. Além dos subsídios, incidem na conta de luz o PIS/COFINS pelo lado federal, o
ICMS (Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços) pelo lado estadual e ainda tem
a COSIP (Contribuição para Custeio do Serviço de Iluminação Pública) na esfera
municipal.
O STF (Supremo Tribunal Federal) já havia decidido pela inconstitucionalidade da
incidência do ICMS sobre o PIS/COFINS, pois é um imposto cobrado sobre impostos.
Retrocedendo cinco anos foi calculado que os consumidores pagaram R$ 60 bilhões a mais,
sendo que R$ 12 bilhões já foram utilizados pela ANEEL para a redução nas tarifas,
faltando ainda R$ 48 bilhões que devem servir para a mesma finalidade.
O STF também considerou que combustíveis, gás natural, energia elétrica,
comunicações e transporte coletivo são bens e serviços essenciais e indispensáveis, cuja
incidência da alíquota do ICMS não pode ser superior a 17%. Não podendo ser tratados
como supérfluos, o Congresso Nacional votou e o presidente Jair Bolsonaro sancionou a Lei
Complementar nº 194. Assim, foram alteradas, a Lei nº 5.172, de 25 de outubro de 1966
(Código Tributário Nacional) e a Lei Complementar nº 87, de 13 de setembro de 1996 (Lei
Kandir). Foram também alteradas as Leis Complementares nº 192, de 11 de março de 2022
e a de nº 159, de 19 de maio de 2017.
Encontra-se em tramitação no Congresso Nacional o PL 414/2021, considerado o da
modernização do setor, e a maioria dos agentes querem pressa na sua aprovação porque
define um cronograma de abertura do mercado. Todos os consumidores de alta tensão
estariam livres em 2026 e os de baixa tensão em 2030. Entretanto, existem várias questões
que devem ser exaustivamente discutidas, dentre elas os subsídios, para que a modernização
não venha beneficiar uma minoria causando prejuízo à maioria dos consumidores,
especialmente aqueles do mercado regulado, ou seja, cativo das distribuidoras. Os subsídios
ainda necessários, devem ser concedidos como políticas públicas e, consequentemente,
custeados por recursos da União, via impostos, e não pelo consumidor de energia elétrica,
via tarifas.

Geoberto Espírito Santo
GES Consultoria, Engenharia e Serviços

Geoberto Espírito Santo
GES Consultoria, Engenharia e Serviços

Percebendo que é possível potencializar a produção de energia limpa em larga escala,
o GWEC (Conselho Global de Energia Eólica) propôs à IRENA (Agência Internacional para as
Energias Renováveis) uma meta de 308 GW de projetos até 2030 em todo o mundo. Muitos
países estão revendo suas contribuições porque concluíram que vão precisar de mais
energia renovável para que seus objetivos possam ser atendidos e que a eólica é uma das
poucas fontes com escala disponível. Neste ano o trabalho será intenso, com governos
reexaminando seus compromissos já em preparação para a COP 27, que será realizada em
2023, no Egito. Existem 25 países que querem acelerar o uso da fonte eólica, insistindo
muito para que se tenha a certeza que declarações, intenções e metas sejam cumpridas. A
temática da energia eólica como solução para a emergência climática passa tanto pelas
instalações offshore, como para as possibilidades de produção do hidrogênio verde.
Em abril de 2020, a EPE (Empresa de Pesquisa Energética) publicou o Roas Map Eólico
Offshore – Perspectivas, os caminhos para a energia eólica marítima. Esse estudo
considerou torres com 100m de altura e para velocidade dos ventos acima de 7 m/s foi
identificado um potencial de 697 GW, sendo que 276 GW seriam instalados em
profundidades até 20m e 421 GW para profundidades entre 20m e 50m. Pelas suas
características, o Brasil é muito favorável para instalação e operação de empreendimentos
offshore. Temos 7.367 km de costa, jurisdição de espaço marítimo de 3,5 milhões de km2,
uma plataforma continental extensa com águas rasas ao longo do litoral e a incidência de
ventos alísios de intensidade e direção constantes na Região Nordeste. Temos, pelo menos,
três grandes “bacias” de ventos estrategicamente localizados e um fator importante para
essa indústria é a experiência brasileira com o setor de petróleo e gás em águas profundas.
Em nossa Região encontra-se uma delas, na faixa que fica entre São Luiz (MA) e João
Pessoa (PB). Uma outra entre Vila Velha (ES) e o Sul do Rio de Janeiro. Mais uma situada ao
Sul do país, que vai de Florianópolis até o Uruguai. Certamente que a eólica offshore
também vai ao encontro da possibilidade de produção de hidrogênio verde, características
essas que podem ajudar o Brasil a reduzir os custos e se tornar um país líder nesse
segmento. Um estudo do Banco Mundial identificou um volume teoricamente avaliado de
1,2 TW de potencial técnico. A eólica offshore ainda não é competitiva frente às outras
opções para as necessidades da oferta de geração, razão pela qual é muito importante ficar
atento ao Plano Decenal de Energia 2030 (PDE 2030) e ao Plano Nacional de Energia 2050
(PNE 2050).
Assinado pelo presidente Bolsonaro, foi publicado o Decreto nº 10.946/2022 com as
diretrizes básicas para os projetos eólicos offshore no Brasil. Mesmo sem eliminar as
incertezas para o investidor, agregou segurança jurídica ao tema e foi bem avaliado pelo
setor. No texto, é tratada a cessão de uso de espaços físicos e o aproveitamento dos
recursos naturais para essa modalidade de geração de energia elétrica através de
empreendimentos offshore. Ele se aplica a águas interiores de domínio da União, mar
territorial, zona econômica exclusiva e plataforma continental e entra em vigor no dia 15 de
junho de 2022, ou seja, 180 dias após a data da sua publicação, prazo igual para o MME
(Ministério de Minas e Energia) editar normas complementares. O decreto é resultado de

encontros e discussões que houveram entre o MME, os ministérios envolvidos com o tema,
o Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (IBAMA) e
organizações nacionais e internacionais. As questões que estão em foco estão relacionadas
à implantação e ao modelo de concessão e visa preencher a lacuna que foi identificada por
instituições públicas, empreendedores, especialistas e organizações da não existência de
um marco regulatório para a exploração do potencial brasileiro.
Para a cessão de uso de áreas em águas interiores, no mar territorial, os
procedimentos serão divididos entre a Secretaria de Coordenação e Governança do
Patrimônio da União (SPU) do Ministério da Economia e o Ministério de Minas e Energia,
para que seja atendida o que determina a Lei nº 9.636, de 15 de maio de 1998. Tratando-se
de bens públicos da União com múltiplos interessados, o regulamento obedece às
disposições da Convenção das Nações Unidas sobre o Direito do Mar, que foi promulgada
pelo Decreto nº 1.530/1995. A cessão de uso poderá ser concedida através de 2
procedimentos: um deles é a Cessão Planejada, que consiste na oferta a eventuais
interessados de prismas previamente delimitados pelo MME; o outro é a Cessão
Independente, que envolve a cessão de prismas requeridos por iniciativa dos interessados
que já os estão explorando.
A critério do MME, o decreto possibilita a realização de leilões específicos para essa
fonte quando tiver um indicativo no planejamento setorial da EPE, quando forem
observados os critérios de focalização e de eficiência. A autorização dos estudos para a
identificação do potencial de geração deverá ser dada pela ANEEL (Agência Nacional de
Energia Elétrica), que poderá receber do MME as competências para firmar os contratos de
cessão de uso e para realizar os atos necessários à sua formalização.
A perspectiva, ainda incerta, é que somente a partir de 2030 teríamos os primeiros
projetos em operação, estando o preço de referência atual em R$ 100/MWh. Existem ainda
uma série de incertezas, sendo uma delas o tamanho do mercado, haja vista que essas
instalações offshore só são viáveis se forem de grande porte, ou seja, vultosos
investimentos. Não seria o caso de começar pelo mercado livre porque altos investimentos
precisam de contratos de longo prazo. Pensa-se num leilão A-7 para a fonte, inclusive por
meio da contratação de energia de reserva. Outra grande dificuldade é a falta de
perspectivas de conexão desses parques com o continente, descartando-se a concessão de
subsídios. Vale salientar que essas instalações, sendo no mar, requer uma estrutura
portuária especial e uma grande área industrial próxima para apoio e acondicionamento de
materiais e equipamentos.
Dos 23 processos de licenciamento que estão no IBAMA, deverão ser instalados 3.486
aerogeradores totalizando 46.631 MW: no Ceará, 7 projetos: Caucaia, Camocim, Jangada,
Dragão do Mar, Alpha, Costa Nordeste e Asa Branca I; no Espírito Santo, 3 projetos; Votu
Winds o maior deles; no Piauí, 2 parques; O Vento Tupi e o Palmas do Mar. No Rio de
Janeiro, 7 parque): O Ventos do Atlântico é o maior, o parque Aracatu, Bromélia e o
Quaresmeira. No Rio Grande do Norte, 7 parques: Pedra Grande, Maral, Alísios Potiguares,
Ventos Potiguar e Cattleya. No Rio Grande do Sul, 5 projetos: Três deles são da Geradora
Eólica Brigadeiro e dois da Bluefloat Energy. O maior é o Ventos do Sul, da OW Offshore,

com 482 turbinas instaladas a 21 km da costa com potência de 6,5 GW, sendo, por
enquanto, o maior do Brasil.

Geoberto Espírito Santo
GES Consultoria, Engenharia e Serviços