Planejamento portugal 2007_v2

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Artigo 2007

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Planejamento portugal 2007_v2

  1. 1. O Planejamento Energético do Setor Elétrico Brasileiro e as Alternativas Energéticas Descentralizadas Jim Silva Naturesa†**, Antonio Carlos Demanboro* e Carlos Alberto Mariotoni** **Universidade Estadual de Campinas - UNICAMP Faculdade de Engenharia Civil Arq. Urb. – FEC-DRH/NIPE/UNICAMP Área de Recursos Hídricos, Energéticos e Ambientais Grupo de Planejamento Energético e Sistemas Elétricos – GPESE *Pontifícia Universidade Católica de Campinas –CEATEC †Faculdade de Engenharia Elétrica FAAP – Fundação Armando Álvares Penteado jim.naturesa@gmail.com,1. Introdução A produção e distribuição de energia elétrica no Brasil é feita predominantemente de formacentralizada, se encontrando nas mãos de grandes concessionárias e investidores que detém grandemargem para influenciar a composição de preços, os quais dificilmente seguem padrões de concorrênciade mercado, devido a sua estrutura monopolista. Essa concentração de poder e de capital se reflete nosprojetos de investimentos futuros, dando continuidade aos empreendimentos de macro escala. A utilização de biomassa para geração de energia em usinas de açúcar e álcool tem sido vistocomo um exemplo nacional bem sucedido, por ser renovável, apesar de ter como fator negativo osimpactos sócio-econômico-ambientais associados à monocultura da cana-de-açúcar (DEMANBORO etal., 2005) (DEMANBORO, 2001). A matriz energética brasileira, diferentemente da matriz energética mundial que queimacombustíveis fósseis para gerar eletricidade, é fortemente baseada na hidroeletricidade. Nesse sentido, oBrasil é visto muitas vezes como uma espécie de vanguarda mundial em termos de sustentabilidade, masessa visão não considera que os grandes empreendimentos hidrelétricos causam enorme impactoambiental e social. Por isso a necessidade de implantação de novas alternativas energéticas, na tentativade inverter o modelo que em outros tempos incrementou o crescimento, mas não trouxe o tão esperado enecessário desenvolvimento sustentável, no qual é necessário contabilizar tanto os custos ambientaiscomo os sociais. O potencial hidroelétrico brasileiro é da ordem de 390 GW. Desse potencial, já foram instalados25% que alagaram 34.000 Km² de terras e desalojaram 200.000 famílias ribeirinhas. Também sesubmergem cidades com sua história e patrimônios históricos. Para atingir a sustentabilidade, ter-se-á que enfrentar uma mudança de valores, uma maneiradiferente e nova de encarar a natureza (o modo de produção e consumo), pois a humanidade é totalmentedependentes dos sistemas naturais. Deve-se partir do princípio que é possível elevar o padrão de vida dahumanidade, criando desenvolvimento e não necessariamente crescimento, sem destruir o meio ambiente(DALY, 1996). No terceiro milênio o desenvolvimento é sinônimo de qualidade de vida, onde deve-se usar osrecursos naturais desde que seja garantida sua perpetuação para as gerações futuras. Neste sentido, éimportante discutir a possibilidade de aplicar formas de geração de energia que sejam diversificadas edescentralizadas, como as pequenas centrais hidrelétricas, eólica, fotovoltáica e hidrogênio. Além disso,deve-se pensar em implementar de forma contundente os programas de eficiência energética, quecontribuam tanto para diminuir os investimentos em novas usinas como para mitigar impactos ambientais. O presente artigo avalia as mudanças ocorridas no planejamento do setor elétrico brasileiro naúltima década e discute os resultados obtidos pelo Programa de Incentivo às Fontes Alternativas deEnergia Elétrica – PROINFA, pelo Programa Nacional de Conservação de Energia Elétrica, e pelaimplementação de Parceria Público Privada através do estudo de caso da Central Termelétrica do AterroSanitário Municipal Bandeirantes.2. O Planejamento do Setor Elétrico no Brasil O sistema de energia elétrica pode ser classificado em três grupos: termoelétricos, hidrelétricos ehidrotérmicos. O sistema brasileiro de produção de energia é um sistema hidrotérmico, com 1
  2. 2. predominância da geração de origem hidráulica. No ano de 1970, a participação hidrelétrica na produçãode energia correspondia a 91% da capacidade instalada; em 1988, atinge 96% (FORTUNATO, 1990). O planejamento de um sistema de energia elétrica tem como objetivos o estabelecimento de umnível de confiabilidade para o atendimento da demanda máxima futura e baixo custo. Os acréscimos nacapacidade instalada são dimensionados a atender a demanda máxima prevista e aos requisitos de reservade potência. A reserva de potência representa uma folga de capacidade de geração com a finalidade demanter a estabilidade e a qualidade de suprimento em situações de falhas em unidades geradoras, erros deprevisão de carga, manutenções etc. (FORTUNATO, 1990). Segundo REIS & SILVEIRA (2001), o planejamento apresenta os seguintes aspectos: - As previsões da demanda futura de eletricidade; - A escolha de técnicas e tecnologias exeqüíveis de geração e de transmissão de energia elétrica; - A definição e a determinação da estrutura geral do sistema, e; - A seleção de cenários de investimentos mais próximos do ótimo considerando a locação e o cronograma de entrada em operação dos novos equipamentos e componentes do sistema. A expansão da geração de sistemas hidrelétricos é baseada na capacidade de atendimento aomercado futuro. Os acréscimos de geração são dimensionados em função da capacidade de geração denovas usinas. Como as disponibilidades dessas usinas dependem das afluências futuras, a sua avaliaçãoenvolve hipóteses sobre cenários hidrológicos futuros. Esse problema pode ser resolvido de formadeterminística, supondo-se a repetição das afluências do passado, ou de forma probabilística, levando-seem consideração a distribuição de probabilidades das afluências (FORTUNATO, 1990). A ordenação das alternativas é baseada na relação custo/benefício das novas usinas. Na avaliaçãodos custos deve-se contar todos os gastos de investimentos em equipamentos de geração e transmissão eos custos associados a sua operação, em conjunto com o sistema existente.2.1 O Planejamento da Expansão de Sistemas de Geração Segundo FORTUNATO (1990), os estudos de planejamento da expansão do sistema geradorpossuem duas atividades distintas e que se desenvolvem paralelamente: o dimensionamento das fontes degeração e a determinação do programa de expansão do sistema. Os estudos que determinam a avaliação e o dimensionamento dos recursos energéticos disponíveispara a geração de energia elétrica devem ser realizados trinta anos antes da entrada em operação dasusinas. Somam-se os estudos de inventário hidrelétrico das bacias hidrográficas, de viabilidade técnico-econômica dos aproveitamentos destacados, o projeto básico e o projeto executivo de cadaaproveitamento. No Brasil, os estudos de planejamento da expansão da geração são divididos em trêsetapas, a saber: - Estudos de longo prazo. Analisam um horizonte de aproximadamente trinta anos e permitemidentificar as linhas mestras de desenvolvimento dos sistemas; - Estudos de médio prazo. Analisam o atendimento ao mercado nos próximos quinze anos eestabelecem o programa de expansão do sistema elétrico; - Estudos de curto prazo. Apresentam o ajuste do programa de expansão do sistema em relação amudanças das previsões de mercado, atrasos nos cronogramas de obras e restrições nos recursosfinanceiros (FORTUNATO, 1990).2.2 A Expansão do Sistema de Geração A seguir estão detalhados os procedimentos adotados nos estudos de planejamento da expansão dageração. A Tabela 1 apresenta um resumo das diferentes etapas que compõem esses estudos. 2
  3. 3. Tabela 1 - Estudos de Planejamento da Expansão de Geração de Energia Elétrica. Etapa Características Informações Decisões Disponíveis Longo Prazo - Horizonte: 30 anos; - Previsões de longo - Linhas mestras do - Discretização: qüinqüenal; prazo; desenvolvimento do sistema; - Periodicidade: cada 5 anos. - Potencial energético - Custos marginais de referência; total. - Política industrial e tecnológica; - Programa de inventário de recursos energéticos. Médio Prazo - Horizonte: 15 anos; - Previsões a médio - Determinação do programa de - Discretização: mensal; prazo; referência. - Periodicidade: cada 2 anos. - Potencial energético inventariado. Curto Prazo - Horizonte: 10 anos; - Previsões de curto - Ajustamento do programa de - Discretização: mensal; prazo; expansão de referência; - Periodicidade: anual. - Potencial energético - Programação financeira do setor viável. elétrico; - Programa de estudos de projeto básico de usinas.Fonte: Fortunato, 1990 com adaptações.2.3 O Planejamento Indicativo - Geração Até recentemente o Plano Decenal de Geração era definitivo; apenas não executado no caso derestrições econômicas. No planejamento indicativo, o plano é visto como uma orientação (ou sinalização)de possíveis projetos assim como sua melhor localização. Dessa forma, o planejamento serve como umaorientação para os investidores e deve cobrir um período de tempo suficiente para permitir uma avaliaçãoeconômico-finânceira (REIS, 2003). De acordo com o pesquisador REIS, o planejamento é uma abertura “no arcabouço fechado doplanejamento centralizado do setor elétrico, criando espaço e oportunidade para a introdução das outrasmodificações e aperfeiçoamentos que tem aparecido de forma associada à evolução conceitual doprocesso de planejamento energético” 1, como por exemplo, o Planejamento Integrado de Recursos ouPIR.2.4 O Planejamento Integrado de Recursos Após a reformulação do setor elétrico brasileiro, o planejamento de expansão convencional oudeterminativo recebeu diversas críticas, podendo ser destacadas: (a) a garantia de suprimento de energiaelétrica a médio e longo prazo exige um esforço de planejamento, ou seja, de previsão e programação; (b)os pesados investimentos necessários à geração, transmissão e distribuição representam uma parcelasignificativa do investimento na região econômica servida. Percebeu-se que o planejamento voltado àoferta não é sustentável, devido às limitações dos recursos energéticos, econômicos e ambientais. Dessaforma, buscou-se um novo processo de planejamento levando em consideração tais limitações; surgiu oPlanejamento Integrado de Recursos (PIR) (REIS, 2003) (GRIMONI, 2004). A metodologia do PIR tem como base a preocupação com o uso eficiente da energia. Logo, aoferta de projetos a ser analisado inclui, além daqueles referentes à geração de energia elétrica, os deeficiência e de gerenciamento de consumo. Destacam-se os projetos de conservação de energia, poisapresentam custos unitários menores que os de geração; sendo mais interessantes para o sistema e para osconsumidores. Segundo REIS, “o Planejamento Integrado de Recursos pode ser entendido como o processo queexamina todas as opções possíveis e factíveis, no tempo e na geografia, para responder à questão daenergia, selecionando as melhores alternativas, com a finalidade de garantir a sustentabilidadesocioeconômica do ente que se desenvolve” 2.1 Reis, páginas 245 e 246.2 REIS, página 247. 3
  4. 4. O PIR do Setor Elétrico O Planejamento Integrado de Recursos consiste na seleção da expansão da oferta de energiaelétrica que inclui o aumento da capacidade de instalada, assim como a conservação, a eficiênciaenergética, autoprodução (geração distribuída) e fontes renováveis (REIS, 2003). A Figura 1 apresenta um diagrama do processo do Planejamento Integrado de Recursos. Percebaque fatores externos, sociais e ambientais entram na definição do mix de recursos, diferentemente doplanejamento convencional (longo e médio prazo). Outro ponto que merece destaque; para a Obtenção deRecursos o planejamento deve passar pela a aprovação do poder público com a participação pública. Figura 1 - Planejamento Integrado de Recursos. Fonte: REIS, 2003. A estrutura do PIR do setor elétrico apresenta as seguintes etapas (REIS, 2003): 1) Identificação dos objetivos do plano; 2) Estabelecimento da previsão da demanda (pré-GLD - Gerenciamento pelo Lado da Demanda):distinguir os fatores que afetam ou não a demanda; 3) Identificação dos recursos de suprimento e demanda; 4) Valoração dos recursos de suprimento e demanda; 5) Desenvolvimento de carteiras de recursos integrados; 6) Avaliação e seleção das carteiras de recursos; 7) Plano de ação: detalhamento do plano de aquisição de recursos para o curto prazo; 8) Interação público-privado; 9) Introdução e participação do Regulador; 10) Introdução e implantação das políticas governamentais; 11) Revisões de Regulação. No outro extremo, MAEDA (2007) propõe dez leis – as Leis da Simplicidade, para resolverproblemas complexos, tais como o planejamento da expansão do sistema elétrico: 1) Reduzir – A maneira mais simples de alcançar a simplicidade é por meio de uma reduçãoconscienciosa. 2) Organizar – A organização faz com que um sistema de muitos pareça de poucos; 3) Tempo – Economia de tempo transmite simplicidade; 4) Aprender – O conhecimento torna tudo mais simples; 5) Diferenças – Simplicidade e complexidade necessitam uma da outra; 6) Contexto – O que reside na periferia da simplicidade é definitivamente não-periférico; 7) Emoção – Mais emoção é melhor que menos; 4
  5. 5. 8) Confiança – Na simplicidade nós confiamos; 9) Fracasso – Algumas coisas nunca podem ser simples; 10) A Única – A simplicidade consiste em subtrair o óbvio e acrescentar o significado. As duas metodologias apresentadas, PIR e as Leis da Simplicidade, procuram resolver umproblema sistêmico atual. Parece claro que a aplicação de qualquer uma das duas não solucionarádefinitivamente qualquer problema, pois um dos atores (Estado, Iniciativa Privada e Comunidade) desseprocesso poderá não ser beneficiado. Normalmente, espera-se um aumento na produção de energiaelétrica, pressionados basicamente por questões comerciais – novos projetos, novos investimentos, novasdívidas.3. O Novo Mercado de Energia Elétrica A crise financeira na década de 90 levou o governo brasileiro a acelerar o processo de privatizaçãodas empresas de serviços públicos. O investimento no setor elétrico nos anos 80 foram apenas 0,8% doPIB (Produto Interno Bruto); enquanto nos anos 60 e 70, esse valor era de 2%. No começo da década de90 o Brasil tinha 62 empresas operando no setor, sendo que o governo federal possuía 59% da capacidadede geração. Haviam 23 empresas privadas de distribuição, quase todas interligadas a rede nacional detransmissão de energia elétrica, de 1,5 milhão de quilômetros (BAER & McDONALD, 1987). A estrutura do setor passou a ser, após a privatização, composta por: (a) Ministério de Minas eEnergia (MME), responsável pela elaboração das políticas globais referentes ao setor energético; (b) aAgência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), responsável pela fiscalização das empresasconcessionárias, definição da estrutura tarifária, etc e (c) o mercado atacado de energia elétrica (MAE), naqual deveria ser negociada livremente a energia do sistema interligado (ROSA et al., 1998). Segundo ROSA et al., atualmente o setor apresenta uma expressiva participação de operadorasestrangeiras de energia elétrica, associadas à fundos de pensão de empresas estatais. Sobre o processo deprivatização, concluem: “... na prática, o que se observa é o retorno, em escala um pouco reduzida dasituação existente no mercado elétrico brasileiro do início do século quando, por exemplo, o grupocontrolador da Light controlava o mercado consumidor de eletricidade do Rio de Janeiro e São Paulo(naquela ocasião, cerca de 60% do brasileiro)” 3. O Planejamento da expansão do setor, elaborado pelo Grupo Coordenador do Planejamento dosSistemas Elétricos - GCPS/ELETROBRÁS, passou a ser indicativo, pois a decisão de investir não é maisprerrogativa exclusiva do Estado. O Plano Decenal de Expansão 1998/2007 projetou um aumento de36.685,4 MW na capacidade de geração do país (34.978,5 MW nos sistemas interligados e 1.706,9 MWnos sistemas isolados) (BNDES, 1998). Para o cumprimento dessas metas, foram exigidos investimentosda ordem de R$ 17,2 bilhões. De acordo com o Informe Infra-Estrutura de agosto de 1998: “Com isso,estariam abertas oportunidades de investimentos para os agentes privados da ordem de R$ 3,4 bilhões porano” 4. A figura 1 apresenta os investimentos realizados no setor desde os anos 80 até o ano 2000. Caberessaltar que a falta de tais investimentos foi um dos fatores para a crise do setor elétrico no ano de 2001. A privatização do setor arrecadou US$ 30,05 bilhões. “Mas estes recursos não foram investidos naampliação da oferta de energia elétrica. Em vez disso, foram utilizados para cumprir as metas doprograma de ajuste fiscal acertado com os organismos internacionais, transferindo para o setor privadoparte considerável das empresas geradoras de receita do setor elétrico” 5, conforme destaca a pesquisadoraROUSSEFF (2003).3 Rosa et al, página 179.4 BNDES. Informe Infra-Estrutura, página 2.5 Rousseff, página 181 e 182. 5
  6. 6. Investimentos no Setor Elétrico 14 12 10 US$ Bilhões 8 6 4 2 0 Década de 80 Collor (90-92) Itamar (93-94) FHC 1 (95-98) FHC 2 (99- (80-89) 2000) Governos Figura 1 - Investimento no Setor Elétrico (1980 - 2000). Fonte: ROUSSEFF, 2003. Segundo ROCKMANN & LIRIO (2007), o PIB (Produto Interno Bruto) do ano de 2001 poderiater crescido 1,5% a mais, não fosse a crise do setor elétrico. Durante a crise foram arrecadados 20 bilhõesde reais, sendo 10 bilhões em impostos para compensar as perdas das distribuidoras de energia e 10bilhões provenientes dos cofres do Tesouro para a construção das usinas emergenciais à base de carvão eóleo. As usinas não foram utilizadas, apesar dos proprietários receberem a remuneração prevista noscontratos. No ano de 2004, o governo criou um novo modelo para o setor, no qual espera atrair recursosprivados para a expansão da geração e garantir tarifas baixas. Os elementos fundamentais do novomodelo são: a reestruturação do planejamento de médio e longo prazo; a competição na geração com alicitação da energia pelo critério de menor tarifa, o monitoramento das condições de atendimento etc.Segundo o novo modelo, “a modicidade tarifária é elemento-chave no atendimento às demandas sociais eàs exigências do desenvolvimento econômico. Ele limita o self-dealing (autocontratação) ao mesmotempo que proporciona um quadro atrativo para o investidor privado” 6. Com relação à expansão da geração, “o novo modelo possibilita que, por meio das licitações,sejam estabelecidas, no mercado, contratos de longo prazo entre quaisquer geradoras e quaisquerdistribuidores. O mercado de geração passa a funcionar de forma transparente, sem barreiras à entrada denovos investidores, aumentando as oportunidades de investimento” 7. Segundo FURTADO (2005), para sustentar um crescimento do PIB de 3,5% anuais, será precisoaumentar em pelo menos 4,5% ao ano a produção de energia elétrica. A oferta de energia para ospróximos cincos anos está garantida, pois existem 78 empreendimentos em construção, com um potencialde 7,6 mil MW - sendo 2,7 mil MW em termelétricas. Grande parte das termelétricas utiliza o gás naturalcomo combustível, logo existem dúvidas quanto ao seu preço e conseqüentemente o preço final daenergia elétrica gerada. O problema consiste em atrair novos investidores para o setor. Uma das formas encontradas pelonovo modelo é obrigar as distribuidoras de energia elétrica a firmar contratos de longo prazo com asgeradoras, os chamados PPA (Power Purchase Agreement). Ou seja, será assegurado um contrato decompra de energia, pelo prazo mínimo de 15 anos, aos vencedores dos processos de licitação, paraatender a expansão das distribuidoras. O novo modelo também exige que novos projetos hidrelétricossejam ofertados à licitação com estudo de viabilidade técnico-econômica e licença prévia ambientalconcedida, reduzindo o risco de investimento. O novo programa recebe algumas críticas. ROSA et al (1998), destacam: “Um outro aspectorefere-se ao planejamento da expansão do sistema. No sistema tradicional, não existiam grandesproblemas para a arbitragem dos novos investimentos, feita com base nos custos marginais de longoprazo” 8.6 O Novo Modelo do Setor Elétrico, página 1.7 Idem, página 7.8 ROSA et al, página 144. 6
  7. 7. Sobre a necessidade de uma melhor avaliação do planejamento indicativo, NASSIF (2001)comenta: “... No caso de PPAs analisar os riscos de mercados, os riscos ambientais para classificar ascentrais como viáveis, com atraso ou pouco prováveis. O modelo acaba convergindo para a avaliação derisco, tipo Moody´s. Esse é o desafio: como fazer planejamento que permita sinalizações. Com essasinformações, o governo agiria preventivamente, de forma reguladora, ou licitando usinas para serviçospúblicos ou organizando leilão de energia emergencial” 9. Para o ano de 2007, o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES)pretende desembolsar 5 bilhões de reais para a construção de pequenas e grandes usinas hidrelétricas; queacrescentarão quase 6.000 MW no início de 2008. O governo tem a intenção de iniciar dois grandesprojetos: as usinas do Rio Madeira e Belo Monte – que somariam mais de 11.000 MW ao sistema a partirde 2011. O Ministério de Minas e Energia alega dificuldades em aprovar os projetos devidos aos impactosambientais (ROCKMANN & LIRIO, 2007). A licença ambiental também é apontada como um dos entraves para novos projetos, segundoempresários que atuam no setor. De acordo com a pesquisa da Confederação Nacional da Indústria asprincipais dificuldades enfrentadas dos empresários são: demora na análise dos pedidos (64,5%), custosdos investimentos necessários para atender às exigências feitas pelo órgão ambiental (54,6%), custos depreparação de estudos e projetos para apresentar ao órgão ambiental (46,3%) e dificuldade de identificar eatender aos critérios técnicos exigidos (WEGRZYNOVSKI, 2006). O diretor adjunto da Diretoria de Estudos Regionais e Urbanos do IPEA (Instituto de PesquisaEconômica Aplicada), José Aroudo Mota, detalhou os passos para conseguir um licenciamento ambiental:1) licença prévia, 2) licença de instalação, 3) licença de pré-operação, 4) licença de operação, 5) licençaambiental, 6) licença de reformulação e 7) licença de reequipamento. Dependendo do projeto, olicenciamento é avaliado pela comunidade em audiências públicas através do Sistema Informatizado deLicenciamento Ambiental (Sislic) (WEGRZYNOVSKI, 2006). Fica claro que esse processo democráticodemanda tempo e dinheiro. Em contraposição, LAMUCCI (2007) afirma que no ano de 2006 o Ministério do Meio Ambiente(MMA) concedeu o maior de licenciamentos da sua história. O número de licenças prévias, de operação ede instalação passou de 273 em 2005 para 278 em 2006. Do total de licenças, 143 foram para o setor detransporte, 85 para o de energia e 50 para o de exploração e produção de petróleo e gás. Segundo LuizFelipe Kunz Junior, diretor de Licenciamento do MMA: “Desde 1999, o ritmo da concessão delicenciamento só teve uma redução anual, em 2003, por conta da mudança de governo e do momento detransição econômica. Naquele instante o país discutia o novo modelo para o setor elétrico brasileiro”(LAMUCCI, 2007).3.1 Consumo de energia elétrica Segundo SCHUFFNER (2005) a indústria acumulou uma alta de 8,7% no consumo de energiaelétrica até o mês de setembro de 2005. O consumo de energia pelo setor industrial aumentougradualmente ao longo do ano de 2005: cresceu 4,6% em janeiro, 6,6% em fevereiro, 7,8% em março,8,2% em abril, 8,2% em maio, 9,1% em junho, 9,8% em julho, 12,5% em agosto e 11% em setembro. Porregiões, o consumo aumentou 8,7% no Sudeste/Centro-Oeste, 11,9% no Norte, 8,2% no Nordeste, 6,7%no Sul e 13,2% na parte da região Norte que é isolada do sistema. A Tabela 2 apresenta dados do mercadode energia elétrica para o período 2000 a 2004. Conforme COIMBRA e SALGADO (2006), de dezembro de 2002 a janeiro de 2006, o preço daeletricidade subiu em média 103,8% para os grandes consumidores industriais brasileiros. Afirmam que,em 2006, os clientes industriais da CEMIG (Centrais Elétricas de Minas Gerais) receberam um aumentode 11,23% nas tarifas de energia; na área de concessão da CPFL (Companhia Paulista de Força e Luz), asindustrias pagam mais 10,11% pela energia desde abril. A Tabela 3 apresenta o aumento acumulado nastarifas de energia elétrica entre 2002 e janeiro de 2006 para as regiões do Brasil. As maiores variaçõesocorreram nas regiões Norte e Nordeste.9 NASSIF. 7
  8. 8. Tabela 2 - Mercado brasileiro de energia. Mercado Brasileiro de Energia Evolução do consumo industrial Ano Consumo (GWh) Variação anual (%) 2000 307.500 5,3 2001 290.540 - 5,5 2002 283.260 - 2,6 2003 307.000 8,4 2004 322.400 5Fonte: Valor Econômico e Eletrobrás, 2005 com adaptações. Tabela 3 - Aumento acumulado nas tarifas de energia elétrica entre 2002 e janeiro de 2006 - em porcentagem. Regiões Residencial IndústriaNorte 60,38 300,23Nordeste 49,69 154,87Centro-Oeste 49,23 103,88Sudeste 37,01 91,09Sul 39,05 72,45Brasil 40,79 103,82Fonte: Jornal Valor Econômico, ANEEL e LCA Consultores; 12 de maio de 2006. De acordo com STAVISKI (2006), o preço da energia elétrica gerada pela hidrelétrica de Itaipusubiu 10,3% a partir de janeiro de 2007. A nova tarifa, aprovada pela Agência Nacional de EnergiaElétrica (ANEEL), subiu de US$ 21,5311 por quilowatt-hora para US$ 23,7524/kWh. Isto representa parao consumidor brasileiro um aumento de até 2,8% na conta de energia. O reajuste, segundo a diretoria dahidrelétrica, foi devido a diversos fatores, tais como a defasagem cambial, o aumento da inflação norte-americana, a adoção do plano de demissão voluntária etc. Cabe ressaltar que a usina de Itaipu éresponsável por 25% da energia produzida no Brasil e 18 companhias distribuidoras compram suaprodução; entre elas, Eletropaulo, Bandeirantes, CPFL, Elektro, Cemig, Light etc. Outro problema enfrentado pelo setor elétrico refere-se à privatização do gás - que alimenta umasérie de usinas termelétricas no país, pelo governo boliviano. A Tabela 4 apresenta a disponibilidade dasusinas termelétricas (UTE), acionadas pelo ONS (Operador Nacional do Sistema), para o mês de outubrode 2006. Percebe-se que apenas duas usinas (Cuiabá e Norte Fluminense) apresentaram valores próximosda disponibilidade original. A diferença, entre a disponibilidade observada e original, é de - 3.388,210MW médios. Essa falta de gás deve-se basicamente a crise imposta pelo governo Boliviano(SCHUFFNER & RITTNER, 2006). A falta de gás resultou em um relatório elaborado pela Câmara de Comercialização de EnergiaElétrica (CCEE) com o objetivo de medir os impactos da retirada dessas usinas sobre o Preço deLiquidação das Diferenças (PLD). O preço poderia subir em até 110% na região sudeste com a retiradadas dez termelétricas que ficaram sem gás em setembro. Vale destacar que o PLD serve de referência paraos preços do mercado livre. A Tabela 5 apresenta os resultados do estudo da CCEE. O relatório segue o seguinte critério(SCHUFFNER & RITTNER, 2006): (a) Estudo curto: pressupõe substituição das usinas térmicas a gás listadas no período de 2006 a2008, com as seguintes considerações: a partir de janeiro de 2008, disponibilidade de 352 MW paraTermorio; a partir de julho de 2007, disponibilidade de 158 MW para Canoas (devido à conversãobiocombustível); a partir de janeiro de 2009, implantação do GNL de forma a eliminar as restrições defornecimento de gás. (b) Estudo longo: pressupõe substituição das usinas térmicas a gás listadas de outubro de 2006 atédezembro de 2009. 8
  9. 9. Tabela 4 - Disponibilidade original e observada em UTE (outubro de 2006). UTE Disponibilidade original (MW) Disponibilidade observada (MW) Cuiabá 480,00 480,00 Termorio 793,05 84,14 Macaé 922,61 6,46 Três Lagoas 306,00 137,14 Norte Fluminense 868,93 676,80 Eletrobolt 385,92 41,44 Ibitiré 226,00 139,94 Canoas 160,57 41,73 Uruguaiana 639,90 225,21 Termo Pernambuco 532,76 94,67 Total 5.315,74 1.927,53Fonte: Valor Econômico, ONS e CCEE; com adaptações, 2006. Tabela 5 – Risco anual de déficit de energia por submercado (em %)Regiões Situação atualAno 2007 2008 2009 2010Sudeste 6,95 6,75 7,15 10,00Sul 7,80 8,40 8,00 10,15Nordeste 6,95 14,15 16,55 20,65Norte 15,80 15,85 15,35 15,45 Estudo curtoSudeste 14,10 14,25 10,20 12,40Sul 15,95 16,65 10,30 13,15Nordeste 12,30 18,40 14,80 26,85Norte 21,50 15,75 34,50 17,20 Estudo longoSudeste 16,75 19,85 21,90 25,10Sul 18,55 21,40 22,40 25,45Nordeste 13,40 17,40 21,95 30,05Norte 24,15 20,05 63,50 35,70Fonte: Valor Econômico, CCEE, 2006; com adaptações. Da Tabela 5 percebe-se que o risco de déficit de energia para a região sudeste para o ano de 2007é de 6,95 % na situação atual, 14,10% no Estudo curto e de 16,75% no Estudo longo. Merece destaque aregião norte, com o risco de 34,50% no ano de 2009 no Estudo curto e de 63,50% no Estudo longo.4. O Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica - PROINFA De acordo com o Ministério de Minas e Energia (www.mme.gov.br, 2007), o PROINFA,“estabelece a contratação de 3.300 MW de energia no Sistema Interligado Nacional (SIN), produzidos porfontes eólica, biomassa e pequenas centrais hidrelétricas (PCHs), sendo 1.100 MW de cada fonte”. Oprograma foi criado em 26 de abril de 2002, assegurando “a participação de um maior número de estadosno Programa, o incentivo à indústria nacional e a exclusão dos consumidores de baixa renda dopagamento do rateio da compra da nova energia”. Ainda segundo o Ministério, a energia produzida seráadquirida pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. (ELETROBRÁS), com duração de 20 anos - contados apartir da entrada em operação. Mas segundo MAIA (2007), o programa poderá terminar o ano de 2007 com apenas 48% da suacapacidade de geração, ou seja, 1598,6 MW instalados. De acordo com os dados da ANEEL, no ano de2006 entraram 760,4 MW (23% do total do programa) e a previsão para 2007, é de 838,2MW. A Tabela 8apresenta os resultados do PROINFA. 9
  10. 10. Atualmente estão sendo construídas 37 pequenas centrais hidrelétricas (PCHs) totalizando 725,2MW e cinco usinas de biomassa com capacidade de 113 MW. Não há projetos de usinas eólicas paraserem iniciados; pois, segundo MAIA (2007), o governo enfrenta resistência dos empresários, queconsideram os preços oferecidos baixos em comparação aos custos. No ano de 2006, foram concluídas 15usinas de biomassa (419,4 MW), oito PCHs (132,7 MW) e cinco usinas eólicas (208,3 MW). Tabela 6 – Resultados do PROINFA. Balanço da quantidade de energia ofertada Potência MWMeta 3300Disponível em 2006 760,4Projeção para 2007 838,2Acumulado 2006 e 2007 1598,6Diferença (Meta – Acumulado) 1701,4Fonte: Valor Econômico, ANEEL, 2007; com alterações. Em abril de 2007 o programa completa cinco anos. Se as obras citadas para o ano de 2007 foremconcluídas, teremos apenas 1598,6 MW instalados. Ou seja, 319,72 MW por ano em fontes de energiaalternativas.5. O Programa Nacional de Conservação de Energia Elétrica O objetivo do Programa Nacional de Conservação de Energia Elétrica (PROCEL) é promover aracionalização da produção e do consumo de energia elétrica. O PROCEL foi criado em dezembro de1985 pelos Ministérios de Minas e Energia e da Indústria e Comércio, sendo gerido por uma SecretariaExecutiva subordinada à ELETROBRÁS. Em 1991, o PROCEL foi transformado em Programa deGoverno, tendo suas abrangência e responsabilidade ampliadas. Os principais resultados do PROCEL,para o período de 1994 a 2003, estão indicados na Tabela 7 [www.eletrobras.gov.br/procel/site/home/]. Tabela 7 - Principais resultados do Procel (1994 a 2003). Resultados 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 Investimento s aprovados 10 16 20 41 50 40 26 30 30 29 (R$ milhões) Energia economizada / geração 344 572 1970 1758 1909 1852 2300 2500 1270 1300 adicional (GWh/ano) Redução de demanda de 70 103 293 976 532 418 640 690 309 270 ponta (MW) Usina equivalente 80 135 430 415 440 420 552 600 305 312 (MW) Investimento evitado (R$ 160 270 860 830 880 840 2019 2818 1486 1914 milhões)Fonte: http://www.eletrobras.gov.br/procel/site/oprograma/resultados.asp Da tabela 7 depreende-se que, durante os dez anos de programa, o total de investimentos foi deapenas R$ 292 milhões e pôde-se evitar vultosos investimentos, com uma economia de energia média de1.573 GWh/ano. As principais áreas de atuação do programa são: comércio, saneamento, educação,indústria, edificações, prédios públicos, gestão energética municipal e iluminação pública.5.1. Os Motores Elétricos e a Eficiência Energética Devido à crise no abastecimento de energia elétrica no ano de 2001, foi criado o Comitê Técnicopara Eficientização do Uso da Energia, com o objetivo de propor medidas para a conservação e 10
  11. 11. racionalização do uso de energia elétrica. Dentro desse plano, destaca-se o projeto de sistemas motrizeseficientes no setor industrial. Os objetivos desse projeto são o de acelerar a penetração no mercado demotores de indução trifásicos de alto rendimento e o de minimizar as perdas nos sistemas motrizes jáinstalados na industria brasileira. O desenvolvimento do projeto ocorre através de convênios com asfederações estaduais de indústria e com a Confederação Nacional da Industria - CNI (MARIOTONI et al.,2006). O Programa tem como objetivo atingir 2 bilhões de kWh de redução de perdas. Para isso, contacom o auxílio dos próprios agentes treinados gratuitamente pela ELETROBRÁS/PROCEL, através de umcurso multidisciplinar de Otimização de Sistemas Motrizes. O Programa estabelece também convênioscom Universidades, instala laboratórios de sistemas motrizes e financia bolsas de estudo para trabalhos degraduação, mestrado e doutorado (SANTOS et al., 2005).6. A Parceria Público Privada: Central Termelétrica Biogás do Aterro Sanitário MunicipalBandeirantes A Central Termelétrica Biogás do Aterro Sanitário Municipal Bandeirantes foi inaugurada em 23de janeiro de 2004. O aterro está localizado no Km 26 da Rodovia dos Bandeirantes, no bairro de Perusem São Paulo. O aterro, que possui 140 hectares e opera desde 1979, recebe diariamente sete miltoneladas de lixo. Até o ano de 2006 recebeu 30 milhões de toneladas, quando então encerrou suautilização. Com a implantação da usina termelétrica, até 22 MW (24 grupos motogeradores de 925 kWcada) poderão ser produzidos por um período de 15 anos. A primeira fase das atividades da usina consistena queima de até 12 mil m3 de gás bioquímico (GBQ), com conteúdo mínimo de 50% de metano, porhora. Essa quantidade é suficiente para abastecer uma cidade de 200 mil habitantes (MARTINEZ, 2003),(FERNANDES JR., 2006). O gás gerado pelo lixo é captado do subsolo do aterro por meio de rede de tubulação de cerca de50 km de extensão. Em seguida, é bombeado para uma central onde é distribuído para 24 conjuntos demotogeradores. A energia elétrica gerada é entregue para a rede de distribuição através de umasubestação. O investimento para a exploração do gás do Aterro Bandeirantes foi de US$ 15 milhões,sendo uma iniciativa conjunta das empresas Biogás Energia Ambiental e do Unibanco – principalinvestidor do projeto. O projeto de construção e instalação da termelétrica ficou a cargo da empresaSotreg S. A. – empresa do grupo Caterpillar. A eletricidade é distribuída pela AES Eletropaulo, ebeneficia cerca de 2200 famílias que vivem em sete comunidades vizinhas ao aterro (VIVEIROS, 2004).6.1 Os Aterros Sanitários Os aterros sanitários produzem cerca de 20 a 60 milhões de toneladas de metano (CH4) por ano nomundo. Aproximadamente dois terços destas emissões são de países desenvolvidos; sendo os EstadosUnidos os maiores emissores, seguidos pela China, Canadá, Alemanha e Reino Unido (ROSA et al.,2003). Segundo EKMANN et al (1998), o gás metano proveniente dos aterros nos EUA podem gerar 350MW. Os pesquisadores advertem para os crescentes custos dos aterros; o custo típico nos EUA podevariar de US$ 13/tonelada a US$ 73/tonelada, dependendo do tipo de lixo e da localização do aterro. Ouseja, com a produção de energia os encargos para o Estado e conseqüentemente para a sociedade podemser menores, pois a energia elétrica pode ser comercializada. O gás do lixo é usualmente composto por uma mistura de 50% de CH4, 45% de CO2 e 5% de H2Se outros gases. O metano é um dos gases responsáveis pelo efeito estufa, e como seu potencial deaquecimento global é maior que o dióxido de carbono (CO2), a simples queima do gás reduz seu impactona atmosfera. Se o metano for utilizado na produção de energia, essa redução será mais significativa;convém lembrar que esses benefícios podem ser comercializados, através de créditos de carbono, nomercado internacional. Devido ao crescimento das áreas urbanizadas, existe um aumento na quantidadede emissões de metano (ROSA et al., 2003). No estado de São Paulo existem sete aterros e 487 “lixões”, segundo o Inventário Ambiental daCETESB (Companhia de Tecnologia e Saneamento Ambiental) de 1992. Os “lixões” consistem apenasem uma descarga a céu aberto; enquanto o aterro sanitário é um sítio no qual utiliza-se um processo dedisposição de resíduos sólidos, basicamente lixo domiciliar, com critérios estabelecidos visando umconfinamento seguro em relação ao controle ambiental (CALDERONI, 2003). 11
  12. 12. Os dois aterros sanitários em operação atualmente no município de São Paulo são o Aterro SãoJoão e o Bandeirantes. Juntos, eles receberam 320 mil toneladas em agosto de 1996, sendo atribuída acada um metade desse valor. O Aterro Bandeirantes localiza-se na Rodovia dos Bandeirantes, km 26,bairro de Perus, na zona norte da Capital. Sua operação teve início em 1º de setembro de 1979 e divide-seem cinco áreas, denominadas AS (Aterro Sanitário): AS-I, AS-II, AS-III, AS-IV e AS-V. Os AS-I, AS-IIe AS-III já tiveram sua capacidade esgotada; os AS-IV e AS-V recebem uma descarga atual de 160 milt/mês (dados de 1990) (CALDERONI, 2003). A Figura 2 apresenta a vista do Aterro Bandeirantes. Figura 2 - Vista do Aterro Bandeirantes. Fonte: LOGOSENG, 2004.6.2 As Tecnologias Disponíveis Um sistema padrão de coleta de gás bioquímico (GBQ) possui três componentes centrais: poçosde coleta e tubos condutores, um sistema de tratamento e um compressor. A maioria dos aterrossanitários, com sistema de recuperação energética, possui um flare para a queima do excesso de gás oupara uso durante os períodos de manutenção dos equipamentos (ROSA et al., 2003). Existem várias tecnologias para a geração de energia elétrica: motores de combustão interna,turbinas de combustão e turbinas com utilização do vapor (ciclo combinado). A Tabela 8 detalha astecnologias existentes para a geração de energia. A energia elétrica é vantajosa, pois produz valoragregado ao GBQ. A eficiência do sistema varia de 20 a 50% com o uso da cogeração de energia (ROSAet al., 2003). Tabela 8 - Tecnologias de Geração de Energia Elétrica Motores de Combustão Turbinas de Combustão Turbinas com Utilização de Interna Vapor Tamanho Típico do >1 >3 >8 Projeto (MW) GBQ (mcf/dia)10 > 625 > 2.000 > 5.000 Custos típicos 1.000 - 1.300 1.200 - 1.700 2.000 - 2.500 (US$/kW) Custos Obras e 1,8 1,3 - 1,6 1,0 - 2,0 Manutenção (US$/kW) Eficiência (%) 25 - 35 20 -28 (aberto) 20 - 31 26 - 40 (combinado) Potencial de Baixo Médio Alto Cogeração Vantagens Baixo custo; tecnologia Resistência à corrosão; Resistência à corrosão; mais comum. pequeno espaço físico; Facilidade em controlar a Baixa emissão de NOx composição e fluxo de gás.Fonte: Tolmasquin, 2003 com adaptações.10 mcf/dia = mil pés cúbicos por dia 12
  13. 13. Segundo ENSINAS (2003), o primeiro projeto de recuperação de gás metano para geração deenergia elétrica foi construído em Rolling Hills - Califórnia, no aterro Palos Verdes no ano de 1975. NoBrasil existem alguns projetos implantados, podem-se destacar: um da COMGÁS (Companhia de Gás daCidade de São Paulo), que distribuía o gás do aterro localizado no km 14,5 da Rodovia Raposo Tavarespara consumidores residenciais locais, e o outro referente ao Aterro do Caju no Rio de Janeiro da CEG(Companhia Estadual de Gás) em conjunto com a COMLURB (Companhia Municipal de LimpezaUrbana). O projeto da CEG-COMLURB iniciou-se em 1977 e teve duração de 10 anos; o gás foi utilizadopara o abastecimento de 150 veículos da COMLURB além de alguns táxis. Recentemente a empresa SASA Sistemas Ambientais, localizada na cidade de Tremembé (SP),apresentou um projeto de geração de energia elétrica de 50 a 80 mil kWh/mês utilizando o gás metano doaterro da cidade. A empresa VEGA Bahia também possui um projeto de geração de energia elétricautilizando o gás do aterro da região metropolitana de Salvador (BA). O projeto prevê a construção de umausina termelétrica de 45 MW no período de 2015 a 2021 (ENSINAS, 2003).6.3 Central Termelétrica a Biogás O Aterro Bandeirantes utiliza motores de combustão interna para a geração de energia elétrica. Oaterro recebe diariamente sete mil toneladas de lixo; produzindo 12 mil metros cúbicos de biogás porhora. O gás chega à central a uma temperatura de 28° C; passa através de chiller, para a remoção daumidade, e atinge a temperatura de 6,7º C (a umidade pode causar danos aos motores dos gruposgeradores). Após, os sopradores (ou compressores) aspiram o gás e injetam uma quantidade pré-definidapelos controladores lógicos programáveis nos motogeradores. Há ainda dois flares para a queima doexcesso de gás, caso um dos motores pare de funcionar. A Figura 3 apresenta uma vista parcial dosgrupos geradores. Figura 3 - Grupos Geradores. Fonte: Logoseng, 20047. Conclusões Pode-se concluir que as fontes renováveis de energia não são uma prioridade do atual governo,pois os resultados obtidos pelo PROINFA são ridículos para um país que pretende dar um “salto decrescimento econômico”, e que esbarra principalmente nas péssimas condições de infra-estrutura –particularmente na possível falta de energia elétrica. Assim, a geração descentralizada de energia figura apenas de forma marginal no planejamento dosetor elétrico brasileiro. Já a opção centralizada acarreta vultosos investimentos, enormes impactosambientais e concentração de renda. Do mesmo modo, não é dada ênfase aos programas de eficiência energética, mormente o enormeinvestimento evitado que propiciam e os benefícios ambientais que acarretam. Foi demonstrado que o projeto Biogás apresenta, de forma singela, uma série de vantagens.Metade da energia elétrica gerada beneficiará cerca de 2220 famílias que vivem no bairro de Perus eproximidades, diminuindo sensivelmente a quantidade de ligações clandestinas. O metano é um dos gasesresponsáveis pelo efeito estufa. Seu potencial de aquecimento global é 21 vezes maior do que o dióxidode carbono. A simples queima do gás pode reduzir consideravelmente o impacto ambiental; como está 13
  14. 14. sendo utilizado para a geração de energia elétrica seu impacto será ainda menor. Esse projeto é um dosimportantes exemplos de como a parceria público privada pode trazer uma série de benefícios para asempresas envolvidas, assim como, para a população local (energia elétrica) e global (diminuição daquantidade de CH4 emitida para a atmosfera).BibliografiaBaer, W. & McDonald. “Retorno ao Passado? A Privatização de Empresas de serviços públicos no Brasil:O Caso do Setor de Energia Elétrica”. Planejamento de Políticas Públicas, N. 16. Dezembro de 1987.BNDES - Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social. “A Expansão do Setor Elétrico1998/2007”. Informe Infra-Estrutura, N 25. Agosto de 1998. Disponível em:http://www.eletrobras.gov.br/IN_Noticia_Biblioteca/setoreletrico.aspBombana, C. “Aterro Bandeirantes gera energia com a maior termelétrica a biogás do mundo”. RevistaEletricidade Moderna. Abril de 2004.Calderoni, S. Os Bilhões Perdidos no Lixo. Editora Humanitas FFLCH/USP. 2003.Coimbra, L. e Salgado, R. “Energia sobe 103% para indústria e 40% para residências em três anos”.Jornal Valor Econômico, 12 de maio de 2006.Daly, H. Beyond Growth - The Economics of Sustainable Development. Boston: Beacon Press, 1996.Demanboro, A. C.; Mariotoni, C. A.; Naturesa, J. S e Junior, J. R. “A Sustentabilidade através deEmpreendimentos Energéticos Descentralizados”. Agrener GD 2006, 6º Congresso Internacional sobreGeração Distribuída e Energia no Meio Rural, “Biocombustíveis: uma oportunidade para o Brasil e para oMundo”. 2006.Demanboro, A. C. Uma Metodologia Alternativa Para Avaliação Ambiental a Partir dos Conceitos deTotalidade e Ordem Implicada. Tese de Doutorado. UNICAMP, 2001.Ekmann, J.; Winslow, J.; Smouse, S; Ramezan, M. International Survey of Cofiring Coal with Biomassand other Wastes. Fuel Processing Technology, 54, 1998, pages 171 - 188.Ensinas, A, V. Estudo da Geração de Biogás no Aterro Sanitário Delta em Campinas - SP. Dissertação deMestrado. Universidade Estadual de Campinas - Faculdade de Engenharia Mecânica. 2003.Fernandes Jr., O. “A Natureza Agradece”. Desafios do Desenvolvimento, N 25, páginas 54 a 59, agostode 2006.Furtado, C. “Promessas e Incertezas”. Desafios do Desenvolvimento, N 11, páginas 16 a 23, junho de2005.Fortunato, L. A.; Neto, T. A.; Albuquerque, J. C. e Pereira, M. V. Introdução ao Planejamento daExpansão e Operação de Sistemas de Produção de Energia Elétrica. Editora Universitária - UniversidadeFederal Fluminense. 1990.Grimoni, J. A.; Galvão, L. C. e Udaeta, M. E. Iniciação a Conceitos de Sistemas Energéticos para oDesenvolvimento Limpo. Edusp. 2004.Lamucci, S. “Ibama concede 278 licenças em 2006 e registra recorde”. Valor Econômico, 10 de janeirode 2007. 14
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