Sonlu Elemanlar Yönteminde Kullanılan Paket Programlar

No Brasil, dentre as medidas regulatórias mais adotadas estão a isenção de tributos, os incentivos aos investimentos, o mecanismo feed-in tariffs e os leilões. No caso dos tributos, os produtores de biodiesel e cana de açúcar para etanol puderam se beneficiar de um sistema diferenciado de pagamento de Programa de Integração Social – PIS e Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social - COFINS: ao invés de pagar o percentual definido em lei sobre as vendas brutas, podem optar pelo pagamento de um valor fixo por m3 comercializado. Ademais, não incide Imposto Sobre Produtos Industrializados - IPI sobre as vendas de biodiesel e etanol, tampouco incidem IPI e Imposto Sobre a Circulação de Mercadorias e Serviços - ICMS sobre alguns componentes da produção desses dois combustíveis (KMPG, 2012).

Os incentivos aos investimentos advêm dos programas de financiamento do Banco Nacional do Desenvolvimento Econômico Social – BNDES. Contudo, o BNDES exige contrapartidas para a liberação do financiamento, entre elas, exigência de conteúdo local mínimo. Essa política, contudo, vem sendo alvo de críticas, tendo em vista que, para algumas tecnologias, há poucos fornecedores nacionais (PSR, 2012).

71

Cumpre destacar que o Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA pode ser compreendido como uma combinação dos incentivos feed-in tariffs e quotas (PSR, 2012), constituindo um importante fator para introduzir fontes alternativas na matriz energética, embora não tenha atingido as metas pretendidas para todas as fontes. O PROINFA foi criado com a Lei no 10.438/2002, a qual estipulou o desenvolvimento do programa ao longo de duas etapas. Na primeira delas, foi assegurada a compra de energia para as fontes alternativas com capacidade até 3.300 MW por até 20 anos em contratos celebrados pela Eletrobras, a um "preço prêmio" definido pelo poder executivo, tendo como piso 80% da tarifa média nacional de fornecimento ao consumidor final. Os custos envolvidos na aquisição da Eletrobras seriam rateados entre todos os consumidores do Sistema Interligado Nacional – SIN, proporcionalmente ao seu consumo.

Na segunda etapa, propôs-se que, atingida a meta de 3.300 MW, o desenvolvimento do programa seria realizado de forma que as fontes eólica, PCHs e biomassa atendessem a 10% do consumo anual de energia elétrica (objetivo a ser alcançado em até 20 anos, incluindo a duração da primeira etapa) e 15% do incremento anual. Os contratos celebrados com a Eletrobras, também com prazo de 20 anos, teriam preços definidos como o custo médio ponderado de geração de novos aproveitamentos hidráulicos com potência superior a 30 MW e de centrais termelétricas a gás natural. Diferenças entre o valor recebido da Eletrobras e o preço calculado para cada fonte pelo poder executivo seria extraído da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE. À Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL coube o acompanhamento das metas.

A referida Lei ainda estipulou redução de no mínimo 50% das tarifas de uso dos sistemas de transmissão e distribuição incidentes sobre a energia comercializada pelas fontes eólica, biomassa, PCH e cogeração. Ademais, instalações de energia eólica, solar, biomassa, PCH e cogeração foram excluídas da obrigatoriedade de dedicar 1% da receita operacional líquida a pesquisa e desenvolvimento, diferentemente das demais geradoras de energia elétrica.

A Lei no 10.762/2003, por sua vez, aumentou o prazo de duração dos contratos com a Eletrobras de 15 para 20 anos. Também alterou os pisos de preço dos contratos com a Eletrobras para 50% da tarifa média nacional de fornecimento no caso de empreendimentos de biomassa, 70% no caso de PCHs e 90% para produtores de energia eólica.

Já a Lei no 10.848/2004 estipulou que os processos licitatórios deveriam dar tratamento diferenciado à energia existente, energia nova e energia de fontes alternativas. O Decreto no

72

5.163/2004 instituiu que as distribuidoras de energia elétrica pudessem contratar energia proveniente de geração distribuída conectada à sua rede (solar, eólica, PCH, biomassa e termoelétrica a gás natural com eficiência acima de 75%) até 10% da carga total da distribuidora, por meio de chamadas públicas.

Antes do PROINFA, diversos programas falharam em suas tentativas de impulsionar a geração de fontes renováveis alternativas. São exemplos o Programa de Desenvolvimento e Comercialização de Energia Elétrica de Pequenas Centrais Hidrelétricas – PCH-COM, o Centro de Apoio a Negócios com Pequenas Centrais Elétricas – CEANPC, o Programa de Geração Distribuída (PROGEDIS) e o Programa Pro-Eólica (GOLDEMBERG et al, 2005). Com a Resolução Normativa ANEEL no 247/2006 e a Resolução Normativa ANEEL no 376/2009, diferenciou-se a figura do "consumidor livre especial" do consumidor livre, com vistas a incentivar as fontes alternativas. Para se tornar um consumidor livre, é necessário que a demanda contratada seja igual ou superior a 3 MW e, no caso de consumidores conectados ao sistema antes de julho de 1995, que a tensão seja igual ou maior do que 69 kV. Já no caso do consumidor livre especial, basta que tenha demanda contratada superior a 0,5 MW e adquira energia de pequenos geradores (até 1 MW) e/ou de fontes alternativas (biomassa, PCH, eólica e solar) com capacidade de até 30 MW.

O primeiro leilão de energia renovável alternativa foi realizado em 2007 e restrito às fontes biomassa e PCH. Nos anos seguintes, foram promovidos leilões de reserva, incluindo, além da biomassa e PCH, a energia eólica (SUANA, 2012). Os contratos com as PCHs eram de 30 anos, com eólicas de 20 anos e com os produtores de energia a partir da biomassa de 15 anos (apenas o leilão de energia alternativa, realizado em 2010, fez uso de contratos de 20 anos com os produtores de energia a partir da biomassa).

Para consumidores que são autoprodutores de energia hidráulica, solar, eólica, biomassa ou cogeração e se enquadram na categoria de micro e minigeradores distribuídos, definidos pela Resolução ANEEL no 482/2012 como aqueles que geram, respectivamente, até 100 kW e entre 100 e 1000 kW, foi instituído um sistema de compensação de energia elétrica. Nesse sistema, a energia injetada na rede é cedida por meio de um "empréstimo gratuito" à distribuidora local e posteriormente compensada pela redução da fatura nos meses em que o consumo de energia elétrica do micro ou minigerador exceda sua produção.

No Peru, as principais medidas estão relacionadas a incentivos fiscais, financeiros e leilões. As importações de bens e matérias-primas requeridas para a exploração geotérmica são

73

isentas de impostos, pois estes produtos fazem parte da lista de exceções aprovada pelo Ministério de Energia e Minas. Outras medidas beneficentes estão relacionadas à forma de depreciar os ativos e de contabilizar os investimentos (PSR, 2012).

No passado, foram implantados no Peru esquemas de quotas e feed-in tariffs. A Ley de Promoción de la Inversión en Generación de Electricidad con el uso de Energías Renovables, de 2008, determinou que 5% da demanda elétrica deveria ser suprida por fontes renováveis não convencionais produzidas em plantas de até 20 MW entre 2008 e 2013, totalizando 250 MW de capacidade instalada. Entre as fontes renováveis consideradas, estavam a eólica, a solar, a geotérmica e as pequenas plantas hidrelétricas.

Em 2009, foi lançado o primeiro leilão para construir 200 MW de energia solar, eólica e biomassa, além de uma hidrelétrica de 300 MW. A duração do contrato era de 20 anos, com garantia de preço prêmio. Essa medida deu certo até se atingir a meta de capacidade, a partir de quando deixou de atrair investidores. Houve uma segunda rodada de leilões, em 2011, mas os preços foram substancialmente menores e tampouco atraíram investidores. Destaca-se que a ampla disponibilidade de gás natural no Peru pode ter interferido na adoção de medidas que estimulem o crescimento das energias renováveis (CHERNI, 2011).

A Argentina vem promovendo renováveis com vistas a levar eletricidade para áreas rurais. As principais medidas regulatórias adotadas foram esquemas de leilões e feed-in tariffs. Os leilões promovidos sob o Proyecto de Energía Renovable en el Mercado Eléctrico Rural – PERMER, lançado em 1999, garantiam taxa de retorno de 14% e revisão tarifária a cada dois anos. Por sua vez, o esquema feed-in tariffs foi lançado com a Ley 25019, de 1998. Esse mecanismo esteve voltado para as fontes eólica e solar. Foi garantido um preço prêmio por 15 anos. Com a desvalorização cambial do peso argentino em 2002, o valor do subsídio declinou substancialmente. A alternativa foi substituir o mecanismo por incentivos financeiros, em termos de isenção de tributos e preços prêmio para um conjunto maior de fontes renováveis (CHERNI, 2011).

Desde 2006, opera na Argentina o Regímen Nacional de Apoyo a las Fuentes de Energías Renovables para a Generación Eléctrica (Ley 26190). Este regime cria um fundo fiduciário para viabilizar o pagamento do preço prêmio bastante acima do preço de mercado aos produtores da energia fotovoltaica e, por um prêmio menor, aos produtores de energia geotérmica, maremotriz, biomassa, biogás e hidrelétrica até 30 MW de potência. A garantia dos preços prêmios era de 15 anos (SAUMA, 2012).

74

Ainda, houve uma tentativa de alavancar as renováveis. Lançou-se, em 2009, o Generación por Energías Renovables – GENREN, com o objetivo de enfrentar o déficit no fornecimento de energia, lidar com os resíduos orgânicos, reduzir as emissões de gases de efeito estufa e aumentar o acesso à eletricidade em áreas rurais. A iniciativa obteve sucesso em atrair investimento nacional e estrangeiro.

No Chile, a Ley Corta 2 (Ley 20018) reservou 5% dos blocos de licitações para energias renováveis em condições de preços similares às firmadas nos contratos entre geradoras convencionais e distribuidoras, embora não tenha obrigado as distribuidoras a firmarem contratos exclusivos com as renováveis. Essa lei não foi suficiente para incentivar os investimentos em energias renováveis.

Assim, se estabeleceu um sistema de quotas pela Ley de Energías Renovables no Convencionales (Ley 20257, de 2010). Por meio dessa lei, os distribuidores eram obrigados a garantir que 10% da energia comercializada fossem provenientes da geração de renováveis não convencionais (excluindo as centrais hidrelétricas com potência superior a 40 MW). Aqueles que não cumprissem a meta estariam sujeitos a multas, redistribuídas àqueles que cumpriram as metas.

Ainda, eram disponibilizados subsídios e programas de crédito às energias renováveis. Os subsídios eram alocados aos projetos de investimento em geração de energia elegível segundo o Protocolo de Kyoto. Os programas de crédito, por sua vez, financiavam empresas que desenvolvessem projetos relacionados às renováveis, tanto para geração como para distribuição. Por fim, a criação da Comisión Asesora de Desarrollo Eléctrico (CADE) buscou dar novo impulso às renováveis, mas seu posicionamento indica que, embora as energias renováveis no Chile sigam mais caras que as convencioanis, não se pretende utilizar medidas como taxas ambientais para internalizar as externalidades negativas provenientes dos combustíveis fósseis e, assim, torná-los menos competitivos (SAUMA, 2012).