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Étri
ca
EPCPropostas empresariais de políticas públicas para uma economia de baixo carbono no Brasil
ENERGIA ELÉTRICA
CARTA
O Centro de Estudos em Sustentabilidade (GVces) da Escola de Administração de Empre-
sas da Fundação Getulio Vargas (FGV-EAESP) é um espaço aberto de estudo, aprendi-
zado, reflexão, inovação e de produção de conhecimento, composto por pessoas de
formação multidisciplinar, engajadas e comprometidas, e com genuína vontade de transformar a
sociedade. O GVces trabalha no desenvolvimento de estratégias, políticas e ferramentas de ges-
tão públicas e empresariais para a sustentabilidade, no âmbito local, nacional e internacional. E
tem como norte quatro linhas de atuação: (i) formação; (ii) pesquisa e produção de conhecimen-
to; (iii) articulação e intercâmbio; e (iv) mobilização e comunicação.
Nesse contexto, Empresas pelo Clima (EPC), Inovação e Sustentabilidade na Cadeia de Valor
(ISCV), Desenvolvimento Local & Grandes Empreendimentos (IDLocal) e Tendências em Serviços
Ecossistêmicos (TeSE) são as Iniciativas Empresariais do GVces para cocriação, em rede, de es-
tratégias, ferramentas e propostas de políticas públicas e empresariais em sustentabilidade. São
abordadas questões em desenvolvimento local, serviços ecossistêmicos, clima e cadeia de valor.
As InIcIAtIvAs EmprEsArIAIs do GvcEs Em 2013:
EPCContribuição para a transição a uma economia de baixo carbono por meio de instrumentos econômicos (mercado de carbono, política fiscal e crédito verde) aplicados à expansão das fontes renováveis na matriz elétrica brasileira e ao fomento a soluções em TIC (tecnologia de informação e comunicação) voltadas à gestão das emissões e de riscos climáticos.
ISCVcocriação de soluções empresariais para os desafios de gestão de resíduos e pós-consumo, envolvendo pequenos empreendimentos
IDLocalcocriação de diretrizes empresariais de atuação visando à proteção integral de crianças e adolescentes no contexto de grandes empreendimentos
TeSEcocriação de estratégias de gestão empresarial em valoração de serviços ecossistêmicos e gestão de recursos hídricos.
PROPOSTAS EMPRESARIAIS DE POLÍTICAS PÚBLICAS PARA UMA
EconomIA dE bAIxo cArbono
no brAsIlENERGIA ELÉTRICA
4 www.fgv.br/ces/epc
ProPostas EmPrEsariais dE Políticas PúblicasPara uma Economia dE Baixo carBono no brasil
E N E R G I A E L É T R I C A
rEAlIzAçãoFUndAção GEtUlIo vArGAs
Centro de Estudos em Sustentabilidade (GVces)
coordEnAção-GErAlMario Monzoni
vIcE-coordEnAçãoPaulo Branco
coordEnAção ExEcUtIvARenato Armelin
coordEnAção técnIcABeatriz Kiss
EqUIpEBetânia Vilas Boas, Mariana Xavier Nicolletti
consUltorIA técnIcARicardo Baitelo
colAborAçãoGeorge Magalhães, Ricardo Dinato
rEvIsãoKátia Shimabukuro
projEto GráFIco E EdIção dE ArtEVendo Editorial
AGrAdEcImEntoAgradecimento especial à Diretoria de Comunicação e Marketing da FGV-EAESP (DICOM)
EXPEDIENTE
5www.fgv.br/ces/epc
Glossário
Sumário executivo
Introdução
Fontes de geração de energia elétrica
Matriz energética brasileira
Estrutura e governança do setor energético brasileiro
Propostas empresariais
Referências bibliográficas
0608101537536871
SUMÁRIO
LISTA DE FIGURASFIGUrA 1: OS POTENCIAIS DE EFICIêNCIA ENERGéTICA. pG. 11
FIGUrA 2: MATRIz DE ENERGIA ELéTRICA NACIONAL EM 2011 E 2012. pG. 34
FIGUrA 3: SISTEMA ATUAL BRASILEIRO DE OPERAçãO E DESPAChO. pG. 36
FIGUrA 4: MODELO SUGERIDO COM ENERGIA DE BASE COMBINADA à ENERGIA RENOVáVEL FLUTUANTE. pG. 37
FIGUrA 5: MODELO SUGERIDO COM ENERGIA RENOVáVEL FLUTUANTE PRIORIzADA. pG. 37
FIGUrA 6: EMISSõES DE GEE DO BRASIL POR SETOR: 2005 E PROjEçãO PARA 2010. pG. 40
FIGUrA 7: EVOLUçãO DA CAPACIDADE INSTALADA hIDROTéRMICA DO SIN. pG. 44
FIGUrA 8: EVOLUçãO DA CAPACIDADE INSTALADA POR FONTE DE GERAçãO EM 2013 E EM 2021, CONFORME O PLANO DECENAL DE ENERGIA (EM %). pG. 46
FIGUrA 9: ACRéSCIMOS NA CAPACIDADE INSTALADA POR TIPO DE FONTE, DE 2011 A 2021, CONFORME O PLANO DECENAL DE ENERGIA (EM %). pG. 47
FIGUrA 10: ACRéSCIMOS NA CAPACIDADE INSTALADA POR TIPO DE FONTE, DE 2011 A 2021, CONFORME O PLANO DECENAL DE ENERGIA (EM MW). pG. 47
FIGUrA 11: PARTICIPAçãO SETORIAL NAS EMISSõES DE GEE DO BRASIL – COMPARATIVO 2011-2021. pG. 48
FIGUrA 12: CADEIA PRODUTIVA DO SETOR ELéTRICO BRASILEIRO, 2013. pG. 51
FIGUrA 13: ESTRUTURA INSTITUCIONAL DO SETOR ELéTRICO, 2013. pG. 52
FIGUrA 14: TRANSPORTE DE ENERGIA PARA CONSUMIDOR CATIVO. pG. 55
FIGUrA 15: SISTEMATIzAçãO DO TRANSPORTE E COMERCIALIzAçãO DE ENERGIA PARA CONSUMIDORES LIVRE OU ESPECIAL. pG. 56
LISTA DE TABELAStAbElA 1: EMISSõES DE GEE DE RECURSOS ENERGéTICOS (EM GCO2E/KWh). pG. 25
tAbElA 2: RELAçãO ENTRE CAPACIDADE INSTALADA E áREA OCUPADA DE RECURSOS ENERGéTICOS (ORDENADOS A PARTIR DA MENOR RELAçãO MW/KM2). pG. 29
tAbElA 3: FATORES DE EMPREGOS PARA FONTES ENERGéTICAS (EM EMPREGOS POR MW). pG. 30
tAbElA 4: POTENCIAIS BRASILEIROS DE FONTES ENERGéTICAS. pG. 38
tAbElA 5: FATORES DE EMISSãO POR PAÍS – VALORES MéDIOS ENTRE OS ANOS 1999 E 2002. pG. 42
tAbElA 6: FATORES DE EMISSãO DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL (SIN) – VALORES MéDIOS ANUAIS. pG. 42
tAbElA 7: PARTICIPAçãO DAS FONTES DE ENERGIA NA MATRIz NACIONAL – CAPACIDADE INSTALADA. pG. 43
tAbElA 8: EVOLUçãO DA CAPACIDADE INSTALADA POR FONTE DE GERAçãO (EM MW). pG. 45
tAbElA 9: RESULTADOS DO EXERCÍCIO REALIzADO COM AS EMPRESAS DA EPC – CENáRIOS DA “MATRIz ELéTRICA IDEAL” EM 2020. pG. 50
tAbElA 10: RESULTADO LEILãO DE RESERVA, 2011. pG. 63
LISTA DE GRáFICOSGráFIco 1: ESTRUTURA DA MALhA DE TRANSMISSãO DE ENERGIA ELéTRICA POR TENSãO – BRASIL, 2012. pG. 54
GráFIco 2: NÚMERO DE AGENTES POR CLASSE. pG. 56
GráFIco 3: FONTE DE ENERGIA - LEILãO DE ENERGIA NOVA, TIPO A-5, 2011. pG. 62
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GLOSSÁRIO Biogênico: produzido a partir de processos biológicos. Capacidade instalada: somatório das potências instaladas, concedidas ou autorizadas, das usinas de geração de energia elétrica em operação localizadas no sistema, definidas conforme legislação específica da Aneel, ponderadas pe-las respectivas participações da empresa nestas usinas.
CO2 biogênico: dióxido de carbono emitido a partir de processos biológicos. CO2 equivalente: resultado da multiplicação das toneladas emitidas de gases de efeito estufa (GEE) pelo seu potencial de aquecimento global, sendo uma medida utilizada para comparar as emissões de vários GEE baseadas no GWP - Global Warming Potential, em português, Potencial de Aquecimento Global.
Cogeração qualificada: processo de produção combinada de calor útil e energia mecânica, geralmente convertida total ou parcialmente em energia elétrica, a partir da energia química disponibilizada por um ou mais combus-tíveis.
Consumidor cativo: aqueles que adquirem energia elétrica e estão vinculados à distribuidora de energia, que é o fornecedor compulsório, com tarifa regu-lada. O consumidor cativo opera sob a regras do Ambiente de Contratação Regulado (ACR).
Consumidor livre: aqueles que adquirem energia livremente negociada. O consumidor livre toma para si a tarefa de gerir suas compras de energia e riscos associados, dentro do Ambiente de Contratação Livre (ACL).
Curva de carga: demanda de energia elétrica requerida pelo sistema de dis-tribuição. A curva de carga representa graficamente as demandas solicitadas à instalação elétrica em cada instante.
Energia assegurada: máxima produção de energia que pode ser mantida qua-se que continuamente pelas usinas hidrelétricas ao longo dos anos, simulando a ocorrência de cada uma das milhares de possibilidades de sequências de vazões criadas estatisticamente, admitindo certo risco de não atendimento à carga, ou seja, em um determinado percentual dos anos simulados, permite-se que haja racionamento dentro de um limite considerado aceitável pelo sistema. Na regulamentação atual, esse risco é de 5%.
Energia de base: energia elétrica produzida de forma contínua, em condições econômicas aceitáveis pelo mercado.
Energia de ponta: energia elétrica despachada no horário de maior demanda, atribuído pelo Operador Nacional do Sistema (ONS) entre 17h às 22h.
Fontes primárias de energia: são todas aquelas provenientes diretamente da natureza, como: água, vento, radiação solar, combustível fóssil, entre ou-tros, a partir das quais é possível a produção de fontes secundárias de energia, como: eletricidade e gasolina.
Garantia física: montante, em MW médios, correspondente à quantidade má-xima de energia da usina que poderá ser utilizada para comprovação de aten-dimento de carga ou comercialização por meio de contratos, estabelecido na forma constante da Portaria MME nº 258, de 28 de julho de 2008.
Garantia física do Sistema Interligado Nacional (SIN): correspondente à máxima energia que o SIN pode suprir a um dado critério de garantia de su-primento.
Geração centralizada de energia: usinas geradoras conectadas a um siste-ma de transmissão de alta voltagem, que leva a energia gerada até os centros de consumo. Geralmente são usinas de grande porte conectadas ao sistema de transmissão.
Geração descentralizada de energia: Conectadas a um sistema de rede de distribuição local, esse tipo de energia, produzida no entorno ou no próprio local de consumo, supre casas e escritórios, em vez de depender de um sis-tema de transmissão de alta voltagem. A geração descentralizada, que inclui sistemas isolados totalmente independentes das redes públicas, reduz o des-perdício da energia transmitida por longas linhas de usinas hidrelétricas até os principais locais de consumo.
Geração distribuída: unidades geradoras de energia elétrica de menor capa-cidade, conectadas na rede de distribuição.
Geração inflexível: usinas térmicas que operam em regime de base e inin-terruptamente.
Rede básica: instalações de transmissão do Sistema Interligado Nacional - SIN de propriedade de concessionárias de serviço público de transmissão, defini-das segundo critérios estabelecidos na regulamentação da Aneel. Resolução Normativa Aneel n. 414, de 9 de setembro de 2010 (Diário Oficial de 15 de set. 2010, seção 1, p. 116).
Rede de distribuição: conjunto de estruturas, utilidades, condutores e equi-pamentos elétricos, aéreos ou subterrâneos, utilizados para a distribuição da energia elétrica, operando em baixa, média e/ou alta tensão de distribuição (inferior a 230 kV).
7www.fgv.br/ces/epc
Mercado livre: mercado onde o consumidor estabelecido contrata a energia diretamente com o gerador ou com a comercializadora, por meio de contratos de longo prazo e de curto prazo quando necessário, pagando para a conces-sionária apenas a TUSD (tarifa de uso do sistema de distribuição).
Mercado cativo: mercado onde o consumidor estabelecido não contrata a energia e não pode escolher o fornecedor, e paga apenas a energia utilizada, ou seja, a energia medida.
Mercado spot: para o setor elétrico, mercado spot se refere ao pagamento à vista pela compra de energia elétrica, com prazo curto para entrega da remes-sa comercializada.
Poder concedente: para fins dispostos em lei, considera-se Poder Conceden-te: a União, o estado, o Distrito Federal ou o município, em cuja competência se encontre o serviço público, precedido ou não da execução de obra pública, objeto de concessão ou permissão.
Potencial econômico: constitui uma parte do potencial técnico de uma fonte energética, determinado a partir da implementação e viabilidade econômica e financeira de sua exploração.
Potencial de mercado: é o que se espera obter dadas as condições de con-torno (tais como o preço da energia, as preferências dos consumidores e as políticas públicas). O potencial de mercado reflete os obstáculos e as imperfei-ções de mercado que fazem que o potencial técnico seja atingido.
Potencial técnico ou potencial realizável: constitui o potencial de geração de energia de uma fonte, considerando os aspectos tecnológicos da fonte em questão.
Potencial teórico: é o potencial total de geração de energia a partir de um insumo, definido a partir de fatores naturais e climáticos. O potencial teórico de uma fonte não considera os aspectos tecnológicos.
Usinas operando na margem: refere-se às usinas que são despachadas para geração de energia apenas em horário de pico.
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O presente estudo propõe a construção de uma eco-
nomia de baixo carbono para o setor elétrico brasi-
leiro a partir do ponto de vista do setor empresarial.
Baseado no contexto nacional de geração, distribui-
ção e transmissão da energia elétrica no Brasil e no trabalho desen-
volvido pela Plataforma Empresas pelo Clima (EPC), em conjunto
com suas empresas-membro, as propostas empresariais de políti-
cas públicas aqui apresentadas visam uma maior sustentabilidade
da matriz elétrica nacional, desde a geração até o consumo final.
Para que seja possível a transição do modelo atual para um
modelo com baixas emissões de gases de efeito estufa (GEE)
no setor elétrico brasileiro, deve ser levada em consideração a
segurança energética no fornecimento de energia, com menor
dependência de fontes fósseis para a geração, diversificando a
matriz elétrica nacional. Questões relevantes, como o aumento
da demanda por energia e a competitividade dos produtos e
serviços oferecidos pelas empresas brasileiras, também foram
consideradas na construção dos cenários e propostas.
Assim, as propostas empresariais de políticas públicas vol-
tadas ao setor elétrico visam o horizonte do ano de 2020 e são
apresentadas a partir de três elementos que compõem o siste-
ma brasileiro: o Sistema Interligado Nacional (SIN), o planeja-
mento energético e os incentivos voltados ao desenvolvimento
de fontes específicas de energia renovável.
fatOr de emissãO dO siN
As propostas relacionadas ao fator de emissão do SIN (va-
lor utilizado para o cálculo das emissões de GEE relacionadas à
energia elétrica consumida da rede) focam no aumento da trans-
parência e na criação de incentivos para a aquisição de energia
renovável no mercado livre. Como consequência, almeja-se fo-
mentar a escolha dos consumidores por energias mais limpas
e renováveis a partir da transparência de informações sobre
emissões de GEE, atreladas à geração e do reconhecimento de
esforços em reduzir as emissões relacionadas à energia elétrica.
Divulgação e transparência quanto ao cálculo do fa-tor de emissão do Sistema Interligado Nacional (FE SIN) pelo Ministério da Ciência, Tecnologia e Inova-ção (MCTI).
Criação de um banco de dados de fatores de emissão específicos por usina geradora, que esteja disponível aos consumidores do mercado livre.
Recálculo do FE SIN considerando apenas a energia comercializada no mercado cativo.
plaNejameNtO estratégicO
Outro aspecto fundamental do sistema elétrico brasileiro
é o planejamento energético, baseado atualmente no Balan-
sumário executivo
sUmÁriOeXecUtiVO
9www.fgv.br/ces/epc
ço Energético Nacional (BEN) e no Plano Decenal de Energia
(PDE). Esses documentos compõem a principal ferramenta de
planejamento, na qual os gestores públicos se baseiam para a
tomada de decisões sobre leilões de energia, usinas de energia
a serem construídas e outras definições relacionadas à estrutu-
ra básica do sistema elétrico nacional. Sendo a estrutura do sis-
tema fundamental para uma oferta de energia suficiente e cada
vez mais renovável, a elaboração do planejamento energético
não deve ser trivial. Portanto, propõe-se para o planejamento
energético brasileiro:
A criação de uma instância de governança com envol-vimento dos atores e sociedade civil na elaboração do Plano Decenal de Energia.
A integração do planejamento de usinas de geração e de linhas e estruturas de transmissão e distribui-ção de energia, por meio de leilões programados e diretamente relacionados entre si.
A revisão dos prazos de licenciamento ambiental nos processos de construção das usinas novas e também das estruturas de transmissão de energia, visando uma maior integração de projetos relacionados e a compatibilidade das datas de execução dos projetos. O desenvolvimento de pesquisas sobre a transmis-são em linhas de Ultra-Alta Tensão (UAT), visando a redução das perdas operacionais e otimização das redes.
Maior investimento na construção de linhas de trans-missão de alta tensão, aliadas à modernização e substituição de equipamentos obsoletos da rede de transmissão e distribuição de energia.
Incentivos para a implementação da geração distri-buída, reduzindo as distâncias entre os locais de ge-
ração e consumo de energia elétrica e, consequen-temente, as perdas no processo de transmissão e distribuição da energia.
iNceNtiVO às eNergias reNOVÁVeis
O sistema elétrico brasileiro é atualmente majoritariamen-
te composto por fontes renováveis de energia, especialmente
a hídrica. Apesar desse fator já constituir vantagem competitiva
para o Brasil, é necessário ampliar a participação das demais
fontes renováveis alternativas (como a eólica, solar e biomassa),
compondo uma matriz elétrica diversificada, mais resiliente às
mudanças do clima e com emissões de GEE reduzidas. A diver-
sificação da matriz passa pelos campos regulatório, tecnológi-
co e econômico, sendo necessários incentivos diversos para a
promoção das energia renováveis alternativas, como:
Criação de leilões de energia nova específicos para cada fonte renovável alternativa: solar, eólica e bio-massa.
Inclusão de critérios variáveis no processo de ava-liação dos leilões de energia nova, que passarão a considerar outros critérios, além do preço da ener-gia (R$/MWh).
Incentivos e investimentos para expansão da oferta de energias renováveis no mercado livre, como: descontos nas tarifas de energia proveniente de fontes renováveis, tornando estas opções mais com-petitivas; flexibilização dos contratos de compra de energia no mercado livre, possibilitando contratos com período inferior a 5 anos.
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10 www.fgv.br/ces/epc
OBrasil desempenha um papel impor-
tante no cenário econômico mundial,
sendo reconhecido por sua matriz elé-
trica predominantemente renovável e
pela grande disponibilidade de recursos naturais em
seu território. Além disso, o país também foi prota-
gonista em 2009 ao lançar a Lei nº 12.1871, que institui
a Política Nacional sobre Mudança do Clima - PNMC.
A partir dessa lei, que estabeleceu uma meta volun-
tária nacional para a redução das emissões de gases
do efeito estufa (GEE) do país, de 36,1% a 38,9% em
relação ao cenário de emissões projetado (business
as usual) para o Brasil até 2020, muitos foram os avan-
ços na discussão das questões climáticas.
Desde então, o cenário brasileiro de emissões
de GEE evoluiu: em 2005, as mudanças no uso da ter-
ra e o desmatamento representavam mais da metade
das emissões nacionais (57%), as emissões relativas à
energia (considerando energia elétrica, transportes
e combustíveis) respondiam por apenas 16% do total
das 2,03 bilhões de toneladas de CO2e registradas
naquele ano. Com a redução significativa do desma-
tamento (aproximadamente 76,1%) e o aumento da
demanda por energia nos diversos setores, o cenário
projetado para 2010 pelo Ministério da Ciência, Tec-
nologia e Inovação (MCTI) reflete uma nova realida-
de: enquanto o setor de uso da terra e florestas
marcou 22%, o de energia dobrou sua represen-
tatividade, passando para 32% do inventário na-
cional. Apenas no setor de energia, o aumento das
emissões de GEE no período 2005-2010 foi de 21,4%,
passando de 328 para 399 MtCO2e.
Apesar da redução de 38,7% no volume total
de emissões de GEE no período 2005-2010, a pre-
visão é que as emissões totais do Brasil cheguem
a 3,2 bilhões de toneladas de CO2e em 2020, se
mantidas as projeções feitas em 2010. Portanto,
para que seja cumprida a meta nacional de redução,
grandes esforços serão necessários em diversos se-
tores para garantir que valor não ultrapasse a marca
de 2 bilhões de tCO2e.
As emissões relativas à energia elétrica com-
põe parte importante do setor energético, contri-
buindo principalmente pelo uso de combustíveis
fósseis para a geração elétrica. O setor elétrico
foi responsável pela emissão de 30 MtCO2e em
2011 (8% do total do setor energético), tendo
emissões projetadas de 68 MtCO2e em 2020
(MME; EPE, 2012). Esse aumento é reflexo da estra-
tégia atual de investir em uma participação cada
vez maior de usinas termelétricas fósseis na matriz
nacional, em detrimento de priorizar investimentos
na expansão das fontes renováveis alternativas para
suprir a crescente demanda.
intrOduçãO
1 Lei no. 12.187, de 29 de
dezembro de 2009.
11www.fgv.br/ces/epc
Figura 1 Fonte: MCtI, 2013.
Energia
2005Emissões de 2,03 bilhões de
toneladas de CO2e
2005Emissões de 2,03 bilhões de
toneladas de CO2e
Uso da terra e florestas
Tratamento de resíduos Processos industriais
Agropecuária
2%
16%
4%
20%
4%
32%
7%35%
22%
57%
Para que o setor elétrico possa contribuir na
construção de uma economia de baixo carbono,
é fundamental que sejam priorizadas as fontes
renováveis, diversificando a matriz elétrica na-
cional e substituindo gradativamente as fontes
fósseis. Essa estratégia contribuirá não somente
para a redução das emissões de GEE associadas à
eletricidade, mas também proporcionará ao setor
empresarial brasileiro maior competitividade de
seus produtos e serviços no cenário internacional,
com menor emissão associada.
Essa mudança na matriz elétrica é viável, des-
de que sejam tomadas decisões de políticas públicas
nesse sentido. Há alternativas para a promoção de
fontes renováveis nos campos regulatório, fiscal,
tributário e tecnológico. Como exemplo, podem
ser citadas a microgeração e as redes inteligentes
(ou smart grids), que descentralizam a geração de
energia, reduzindo as perdas técnicas na transmissão
e promovendo a expansão de tecnologias como a
solar fotovoltaica. A criação do Sistema de Compen-
sação de Energia (Resolução Normativa n° 482 da
Aneel), em 2012, foi um grande avanço nesse senti-
do, permitindo que micro e minigeradores de fontes
incentivadas (hídrica, solar, biomassa e eólica) se co-
nectassem à rede e vendessem a energia excedente.
O mercado tem-se mostrado altamente favorá-
vel nos últimos cinco anos, especialmente para as
energias renováveis: no ano de 2012, o setor mo-
vimentou 269 bilhões de dólares no mundo – cifra
cinco vezes superior à quantidade movimentada
em 2004 (PEW, 2013). O crescimento das energias
solar e eólica nos últimos quatro anos foi possível
em função de medidas e programas de incentivos
e pacotes de estímulo econômico, minimizando os
efeitos da redução de crédito no mercado financei-
ro como efeito da crise financeira global. Como con-
sequência, a capacidade instalada de energia solar
fotovoltaica quadruplicou e a de eólica, mais do que
dobrou nesse período.
Nesse cenário, a Plataforma Empresas pelo
Clima (EPC) vem discutindo desde sua criação, em
12 www.fgv.br/ces/epc
ProPostas EmPrEsariais dE Políticas PúblicasPara uma Economia dE Baixo carBono no brasil
E N E R G I A E L É T R I C A
2009, questões relacionadas às mudanças climá-
ticas no contexto do setor empresarial. O estudo
Propostas Empresariais de Políticas Públicas para
uma Economia de Baixo Carbono no Brasil: Energia,
Transportes e Agropecuária, lançado em novembro
de 2010, apontou caminhos para a evolução do se-
tor energético nacional a partir da promoção de in-
vestimentos em: (i) fontes renováveis de energia; (ii)
conservação e uso eficiente dos recursos energéti-
cos; (iii) modais de transporte eficientes e de menor
custo relativo; (iv) sustentabilidade na mobilidade
urbana; e (v) adoção em larga escala de práticas
agropecuárias sustentáveis. Essas propostas visam
contribuir para o fortalecimento, aliado ao desen-
volvimento tecnológico, da competitividade da
indústria nacional, a fim de promover a segurança
energética brasileira em bases sustentáveis.
A atuação da EPC na formação de líderes
para uma economia de baixo carbono e as dis-
cussões sobre gestão de emissões e da busca por
uma maior competitividade para o setor empresa-
rial brasileiro orientam o presente estudo, que pro-
move uma discussão mais aprofundada sobre o
tema energia com foco no setor elétrico e nas
perspectivas para o ano de 2020.
As propostas de políticas públicas aqui apre-
sentadas foram elaboradas a partir das contribuições
dos membros da EPC em 2013 e refletem as oportu-
nidades para a construção de uma matriz elétrica
mais renovável e diversificada. Também promove a
discussão de entraves e desafios do setor, tão mutá-
vel e vulnerável às mudanças do clima.
IntroduçãoFontes de geração de energia elétricaAspectos técnicosTipos de fontes energéticasConfiabilidade e complementariedade das fontesAspectos ambientaisEmissões de gases de efeito estufa (GEE)Ocupação do solo e impactos na fauna e floraAspectos sociaisMatriz Elétrica BrasileiraCenário atualSistema de despachoCapacidade instalada e potencial futuroEmissões de GEE do Sistema Interligado NacionalAnálise do cenário e planejamento para 2020Emissões de GEE na matriz futuraAnálise do cenário pelas empresas da Plataforma Empresas pelo Clima (EPC)Estrutura e governança do setor elétrico brasileiroEstrutura do Setor Elétrico BrasileiroGeraçãoTransmissãoDistribuição e consumoGeração distribuídaAmbientes de MercadoAmbiente de contratação reguladaAmbiente de Contratação Livre (ACL)Contratos entre distribuidores e geradoresPropostas empresariais de políticas públicasFator de emissão do SINPlanejamento energéticoIncentivos às energias renováveis
1. 1.1.1.1.1.1.1.2.1.2.1.2.1.1.2.2.1.3.2.2.1.2.1.1.2.1.2.2.2.2.3.2.3.1.2.3.2.3.3.1.3.1.1.3.1.2.3.1.3.3.1.4.3.2.3.2.1.3.2.2.3.3.4.4.1.4.2.4.3.
E N E R G I A
06
16172226272932
37384243464150
535354555659606365
686870
13www.fgv.br/ces/epc
Fontes de geração deENERGIA ELÉTRICA
PrOPOSTAS EMPrESArIAIS DE POLíTICAS PúBLICASPArA uMA ECoNomIA dE BAIxo CARBoNo NO BrASIL
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15www.fgv.br/ces/epc
As fontes energéticas são muito diver-
sas e compreendem variáveis que
demandam um profundo conhe-
cimento sobre suas características
e outros fatores relevantes como localização e
tecnologia empregada. No estudo das fontes
energéticas, também se aplicam conceitos fun-
damentais como capacidade instalada, potencial
teórico e potencial de mercado.
O cálculo dos potenciais técnicos fundamen-
ta-se em duas premissas básicas: o levantamento
da quantidade de fontes primárias disponíveis e
a consideração da tecnologia mais eficiente de
conversão da fonte em energia (Fujii, udaeta,
2006). O levantamento de fontes primárias deter-
mina, para cada fonte analisada, a quantidade de
energia conversível e aproveitável na região ana-
lisada, constituindo o potencial teórico. Além do
estoque energético anual de cada fonte, deve
ser avaliada sua característica renovável a fim de
mensurar sua disponibilidade e grau de reposi-
ção – se houver – em médio e longo prazo. A dis-
ponibilidade de fontes primárias também pode
ser categorizada por critérios como a facilidade
de acesso à fonte e extração.
Como premissas particulares ao cálculo de
potenciais teóricos de cada recurso, listam-se a
disponibilidade de áreas (para o cultivo de bio-
massa e o aproveitamento e instalação de sis-
temas de energias eólica, solar e oceânica), o
estudo de bacias hidrográficas (para aproveita-
mentos hidrelétricos), entre outros. O potencial
técnico considera a energia útil convertida com
base nesse potencial teórico em função da efi-
ciência das diferentes tecnologias de conversão
consideradas para cada recurso.
Já o potencial econômico considera, além
da sustentabilidade, as variáveis econômica e
financeira de um recurso energético, sendo ava-
liada a viabilidade de transformar aquele recur-
so em energia aproveitável. Porém, nem todo
potencial econômico pode ser implementado,
tornando necessária a existência de um merca-
do para tal. Na determinação do potencial de
mercado avalia-se, em cada projeto, o modelo
de captação de recursos, esquemas de finan-
ciamento, formação competitiva e atrativa de
preços e garantia de venda da energia que será
gerada. riscos político-econômicos, exemplifi-
cados por inclinações de apoio governamental,
oscilações de investidores e riscos geopolíticos,
como as variações de suprimento de combustí-
veis fósseis e da taxa de câmbio internacional,
também são avaliados.
É importante ressaltar que os potenciais
técnico e de mercado não costumam ter rela-
ção direta. Assim, mesmo que uma fonte apre-
sente alto potencial técnico, sua transformação
em energia pode ser de altos custo e risco, tais
como dificuldades de acesso ao local, falta ou
dificuldade de acesso a tecnologias e investi-
mentos, entre outros.
Finalmente, a capacidade instalada de uma
fonte energética refere-se à capacidade máxi-
1Os estudos Propostas
Empresariais de Políticas
Públicas para uma Economia
de Baixo Carbono no Brasil
da Plataforma Empresas
pelo Clima (EPC), realizada
desde 2010 pelo GVces, em
conjunto com as empresas do
setor privado participantes,
é uma série de trabalhos com
o fim de formular propostas
empresariais de políticas
públicas para acelerar a
caminhada do Brasil rumo
a uma economia de baixo
carbono. Em 2010, realizou-
se estudos sobre os setores
de Energia, Agropecuária
e Transportes; e em 2011,
realizou-se estudos sobre
Tratamento de Resíduos e
Processos Industriais.
FIGURA 1: OS POTENCIAIS ENErGÉTICOS. Fonte: compilação própria, adaptado de caStro et al., 2010.
Potencial teórico Fontes primárias de energia ( qualidade de energia conversível e aproveitável)
Viabilidade tecnológica
Viabilidade econômica e financeira
Demanda de mercado e competitividade
Potencial técnico
Potencial econômico
Potencial de mercado
16 www.fgv.br/ces/epc
ProPostas EmPrEsariais dE Políticas PúblicasPara uma Economia dE Baixo carBono no brasil
E N E R G I A E L É T R I C A
ma de produção da energia para cada recurso,
e caracteriza como um dos principais indicado-
res para avaliar a representatividade e expansão
de uma determinada fonte de energia elétrica.
A capacidade instalada também é utilizada em
análises de confiabilidade, na determinação dos
custos e competitividade no setor elétrico. Sua
determinação depende dos estudos dos poten-
cias teóricos e de mercado.
1.1. AspECTos TÉCNICos
A energia disponível ao homem na superfície
da Terra tem origem em quatro fontes distintas:
Energia radiante emitida pelo Sol (com uma
potência da ordem de 174.000 x 1.012 watts)
que dá origem aos combustíveis fósseis, à
biomassa, aos ventos e potenciais hidráulicos;
Energia geotérmica que se origina do interior
do planeta (32 x 1.012 watts);
Energia proveniente de interações gravitacio-
nais com a Lua e com o Sol (potência de 3 x
1.012 watts); e
Energia nuclear (cujos recursos são abundan-
tes, porém exauríveis).
À exceção da energia nuclear, todas as de-
mais fontes mencionadas acima são fontes re-
nováveis de energia, ou seja, estão disponíveis
continuamente, exceto pelas oscilações astro-
nômicas regulares – noite-dia e fases da Lua, no
caso das marés (Goldemberg, 2010).
Apesar de serem baseadas em fontes na-
turais e teoricamente renováveis, uma questão
fundamental, que se aplica às fontes primárias de
energia, é a intensidade e velocidade do uso e
extração e sua capacidade de se renovar natural-
mente. As quantidades de recursos energéticos
em depósitos naturais (reservas) são determi-
nadas ou estimadas com base em prospecções
(geológicas, hidrológicas, de regime de ventos) e
dados de engenharia, ao alcance das tecnologias
comerciais de extração e produção. No caso dos
combustíveis fósseis como o petróleo, o gás na-
tural e o carvão mineral, a intensa exploração de
suas reservas tem promovido a exaustão de suas
reservas, que não conseguem se renovar em igual
velocidade. Nesse contexto, as reservas mundiais
do petróleo, do gás natural e do carvão mineral
são finitas e devem se esgotar dentro de 41, 64 e
241 anos, respectivamente (Goldemberg, 2010).
Assim, para fins deste estudo, aplicam-se os
seguintes conceitos:
Energia renovável: energia proveniente de re-
cursos naturais inesgotáveis e disponíveis con-
tinuamente (considera-se que suas reservas
não se esgotarão). São consideradas energias
renováveis a solar, eólica, hidrelétrica, de ma-
rés, biomassa e geotérmica.
Energia não renovável: energia proveniente de
recursos naturais, mas que se esgotarão com
o atual ritmo de uso e exploração, pois suas
reservas são limitadas. São consideradas ener-
gias não renováveis aquelas derivadas de com-
bustíveis fósseis (petróleo, carvão mineral, gás
natural) e a energia nuclear.
Para transformar as fontes energéticas em
energia útil e fazer que estas cheguem a seus
destinos de consumo é necessário combinar fa-
tores como tecnologia, viabilidade, localização,
custo etc. Os sistemas de geração e distribuição
utilizados atualmente são focados nos locais de
consumo da energia, mas dependem diretamen-
te do local de geração da eletricidade.
O modelo de geração distribuída prevê di-
versas unidades geradoras de menor escala ins-
taladas próximas aos locais de maior demanda
elétrica, como grandes centros urbanos. Nesses
casos, os custos com a transmissão da energia
são reduzidos, diminuindo ou evitando a depen-
dência de grandes obras de infraestrutura para
levar energia aos locais de consumo. Por outro
lado, a geração distribuída demanda uma quan-
tidade maior de unidades de produção.
Já o modelo centralizado de produção con-
centra a geração de eletricidade em grandes
usinas, em sua maioria hidrelétricas e termelétri-
cas fósseis, que geralmente estão distantes dos
grandes centros de consumo. A distância das
termelétricas fósseis dos centros de consumo
normalmente se deve, principalmente, a ques-
tões de logística do transporte de combustíveis
fósseis, que, em alguns casos, envolve riscos
consideráveis de contaminação ambiental, entre
outros. O modelo centralizado pode maximizar
o volume de energia gerada e reduzir custos de
produção, mas depende de infraestrutura de
transmissão e distribuição para levar a energia
17www.fgv.br/ces/epc
elétrica aos consumidores, e os potenciais ga-
nhos com menores custos de produção podem
ser perdidos em função de maiores custos e per-
das de energia na transmissão.
1.1.1. TIpos dE foNTEs ENERGÉTICAs
A seguir são apresentadas as principais fon-
tes de energia (renováveis e não renováveis) e
respectivos potencias técnicos, assim como des-
crição das tecnologias disponíveis para geração
de energia elétrica a partir de cada fonte.
ENERGIA EóLICA
A energia eólica é produzida por meio de
aerogeradores, equipamentos de até 120 metros
de altura que transformam a força dos ventos em
energia. Esses equipamentos são compostos es-
sencialmente por uma torre, um gerador elétrico
e uma hélice. O vento faz as pás girarem e esse
movimento é transformado em energia elétrica
pelo gerador. Os parques eólicos reúnem diver-
sos aerogeradores instalados em uma mesma re-
gião e podem ser localizados em terra (onshore)
ou no mar (offshore). Cada local apresenta carac-
terísticas e comportamento diferentes dos ven-
tos, daí a necessidade de turbinas diferenciadas
que aproveitem ao máximo o potencial energé-
tico de cada sítio. A energia eólica é usualmente
concentrada em parques eólicos, que permitem
um maior volume de geração de energia, para
depois serem transmitidos para os locais de con-
sumo, caracterizando uma geração centralizada.
Porém, também é possível encontrar aerogera-
dores isolados para consumo individual, ou seja,
na forma de geração descentralizada.
Torres eólicas podem ser instaladas em
áreas costeiras com maior abundância de ventos,
ou distantes do litoral. As turbinas eólicas offsho-
re podem gerar mais energia do que os parques
instalados em terra e, embora este mercado
represente pouco mais de 1% da capacidade
mundial de energia eólica, os mais recentes de-
senvolvimentos tecnológicos têm sido focados
nesse potencial emergente.
No final de 2012, a capacidade instalada eó-
lica mundial era de 282.275,3 MW, enquanto que
no final de 2011 era de 236.749,7 MW. China e Es-
tados unidos lideram a expansão desse mercado,
18 www.fgv.br/ces/epc
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E N E R G I A E L É T R I C A
com capacidade instalada total de 75.324,0 MW
e 59.892,0 MW, respectivamente (Ewea, 2013).
No Brasil, a capacidade instalada total em 2012
foi de 1.894 MW, contra 1.426 MW, em 2011
(MME; EPE, 2012). O aumento de 32,80% da ca-
pacidade instalada nacional da energia eólica
se deve a vários motivos, em especial a evolu-
ção da tecnologia e a expansão do mercado ao
redor do mundo.
O mercado eólico tem se diversificado nos
últimos anos: o domínio alemão já foi superado
pela China e pelos Estados unidos, e turbinas
maiores, com maior capacidade de geração, vem
chegando ao mercado nos últimos anos. Mais de
150 mil turbinas eólicas estão instaladas em mais
de 50 países ao redor do mundo. No Brasil, a
realização de leilões de energia exclusivos para
a fonte eólica e o oferecimento de condições
especiais para a implementação de projetos de
geração desse tipo de energia, como redução
e isenção de impostos, têm trazido diferentes
fabricantes internacionais ao País e reduzido
drasticamente o preço deste tipo de energia.
A capacidade instalada nacional deve superar os
8 mil MW até 2016, como resultado dos leilões de
energia realizados anualmente desde 2009. Não
é à toa que essa é a fonte renovável de maior
crescimento mundial, com taxas anuais superio-
res a 20% nos último seis anos (Gwec, 2013).
ENERGIA soLAR
A energia solar apresenta três grandes mo-
dalidades: energia solar fotovoltaica (PV, da sigla
em inglês photovoltaic), energia solar concentra-
da (CSP, da sigla em inglês concentrated solar
pannel) e energia solar térmica – para aqueci-
mento de água.
A energia solar fotovoltaica (PV) é comu-
mente produzida de maneira descentralizada,
através de painéis fotovoltaicos instalados no
topo de casas e edifícios que captam a energia
solar e a convertem em eletricidade. O painel é
constituído por um conjunto de módulo e bate-
rias recarregáveis associadas a controladores de
carga. A energia elétrica produzida nos dias de
sol é armazenada na bateria para ser usada de
noite ou em dias nublados. O sistema também
pode ser conectado à rede elétrica, fornecendo
eletricidade com as mesmas características da
energia disponível na rede comercial. A energia
solar fotovoltaica pode ser gerada inclusive em
comunidades isoladas que não estão conectadas
à rede elétrica.
A energia solar concentrada (CSP) consiste
na produção de eletricidade de modo similar às
termelétricas. A diferença é que a energia é obti-
da pela concentração de radiação solar. Grandes
espelhos ou calhas parabólicas concentram a luz
solar em uma única linha ou ponto. O calor ab-
sorvido é utilizado para gerar vapor quente em
alta pressão que movimenta turbinas que geram
eletricidade. Em regiões de sol intenso, usinas
desse tipo, também chamadas de heliotérmicas,
podem garantir grande produção de eletricida-
de. Os maiores exemplos estão localizados na
Espanha e nos Estados unidos, onde a energia é
gerada de maneira descentralizada.
Por último, um dos sistemas mais acessíveis
para aproveitamento da energia solar é o de
aquecedores solares, composto por placas que
captam a energia do sol, geram calor e aquecem
água em um reservatório térmico. A aplicação
dessa tecnologia é considerada uma medida de
eficiência energética, uma vez que as placas so-
lares não produzem eletricidade mas permitem
substituir chuveiros elétricos; contribuindo dessa
forma para redução da demanda de energia no
horário de pico.
Segundo o Atlas Brasileiro de Energia Solar,
os valores de irradiação solar global incidente
em qualquer região do território brasileiro (4.200-
6.700 kWh/m2) são superiores aos da maioria dos
países da união Europeia, como Alemanha (900-
1.250 kWh/m2), França (900-1.650 kWh/m2) e Es-
panha (1.200-1.850 kWh/m2), onde projetos para
aproveitamento de recursos solares, alguns con-
tando com fortes incentivos governamentais, são
amplamente disseminados.
Apesar do grande potencial, a geração de
energia solar ainda é ínfima, se comparada à ca-
pacidade instalada de outras fontes energéticas
no Brasil – embora apresente um significativo
crescimento nos últimos anos. No ano de 2011 a
capacidade instalada mundial saltou de 40 para
cerca de 70 GW, e em 2012 para aproximada-
mente 100 GW, sendo a fonte que mais atraiu
19www.fgv.br/ces/epc
investimentos em 2012 entre as renováveis (PEW,
2013). Como consequência, as células fotovoltai-
cas têm registrado considerável queda de preço,
com uma redução aproximada de 20% a cada
duplicação da capacidade instalada. Somente no
período 2009-2012 o número de painéis solares
operantes no mundo quadruplicou. Assim, nos
próximos dez anos, essa tecnologia deve se tor-
nar competitiva em relação aos preços médios
de tarifas elétricas praticadas atualmente. A meta
de custo internacional de 1 dólar americano por
watt (uS$1/W) já foi alcançada, sendo que, mes-
mo no Brasil, onde o preço da tecnologia ainda
varia entre r$ 7 e 10 por watt, a tendência é uma
redução gradativa dos custos. Tendência similar
é observada também para a energia solar con-
centrada, cuja grande expansão internacional,
acompanhada do desenvolvimento tecnológico
de armazenamento de calor, projeta seus custos
futuros em patamares competitivos.
BIomAssA ComBusTívEL
Biomassa inclui toda matéria orgânica ani-
mal ou vegetal, como resíduos agrícolas e flo-
restais, que pode ser aplicada como combustí-
vel em usos finais como cocção, aquecimento
de ambientes, movimentação de veículos ou
geração de eletricidade. No Brasil, os principais
exemplos de biomassa líquida, ou biocombus-
tíveis, são o etanol, produzido a partir da cana-
-de-açúcar, e o biodiesel. O biogás, oriundo do
escape de gás metano de aterros sanitários, é
um exemplo de biomassa no estado gasoso. Já
a bioeletricidade, ou eletricidade produzida a
partir da biomassa, tem no bagaço da cana seu
principal substrato. Após a extração do caldo da
cana, é possível queimar o bagaço em caldeiras,
produzindo vapor que pode ser reutilizado na
forma de calor ou para movimentar turbinas de
geração de eletricidade. Esse processo recebe o
nome de cogeração e é comumente emprega-
do para geração de energia nas próprias usinas
sucroalcooleiras. Muitas vezes, a cogeração é
superior à demanda da própria usina por ener-
gia elétrica, e o excedente pode ser conectado
à rede elétrica e vendido.
Os volumes de bagaço e de palha da cana
disponíveis nos canaviais brasileiros representam
um potencial energético expressivo, na ordem
de 14 GW (o equivalente à usina de Itaipu) se
fossem utilizados em sua totalidade para a ge-
ração de energia. A projeção da safra de baga-
ço de cana para 2020 projeta um potencial de
28 GW (unica, 2012). Além do bagaço e da palha
da cana, outros resíduos da agroindústria comoa
casca de arroz e o milho podem ser utilizados
para a mesma finalidade.
A utilização da biomassa como fonte de
energia elétrica tem crescido no Brasil, principal-
mente em sistemas de cogeração no setor indus-
trial (pela qual é possível obter energia térmica e
elétrica). A capacidade instalada atual de gera-
ção de eletricidade a partir da biomassa no Bra-
sil é superior a 7 GW (estimativa para o ano de
2013). Esse recurso poderia ser mais aproveitado
se fossem superadas algumas limitações técni-
cas como a estrutura de conexão entre usinas e
a rede básica, a necessidade de substituição de
caldeiras de baixa para alta pressão em usinas
para a cogeração a bagaço de cana. Outra por-
ção desse potencial poderia ser aproveitada com
o uso da palha para geração de energia. A pers-
pectiva é de que a capacidade instalada dessa
fonte de energia aumente 6,5 GW/ano.
A viabilidade futura da geração de eletrici-
dade a biomassa está relacionada às condições
oferecidas a esse recurso, em termos de reduções
e isenções de encargos e impostos e condições
de financiamento de substituição de caldeiras em
usinas. A formação de preço depende ainda das
condições de distribuição de energia acordadas
entre usinas e o operador do sistema – este com-
ponente pode ser responsável pelo aumento sig-
nificativo do preço final disponibilizado por usinas
distantes dos principais sistemas de transmissão.
ENERGIA oCEâNICA
A energia mecânica do movimento das on-
das e marés também é capaz de produzir eletri-
cidade. Esse tipo de geração de energia é feito
por uma estrutura que interage com o movimen-
to do mar, convertendo a energia em eletricida-
de por meio de sistemas hidráulicos, mecânicos
ou pneumáticos. A estrutura, ancorada ou fun-
dada diretamente no solo oceânico ou no lito-
ral, transmite a energia do fundo do mar por um
20 www.fgv.br/ces/epc
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E N E R G I A E L É T R I C A
cabo elétrico, flexível e submerso, levada até a
costa por uma tubulação submarina.
represas ou barragens em estuários ou
baías com marés de pelo menos cinco metros
de extensão são capazes de produzir energia
maremotriz. Aberturas na barragem permitem
que a entrada da maré forme uma bacia. Quan-
do as portas se fecham, a maré volta e a água
pode ser canalizada através de turbinas para
gerar eletricidade.
O mesmo princípio pode produzir eletricida-
de a partir das ondas – ou energia ondomotriz.
Outra forma de produção é por tubos concate-
nados – similares a uma cobra – que, quando fle-
xionados, geram ondas de pressão em fluidos em
seu interior. A variação da pressão gira turbinas na
extremidade do dispositivo e a eletricidade pro-
duzida é transportada para a costa por cabos.
A geração de energia a partir dessas fontes
oceânicas ainda é pouco utilizada no mundo,
principalmente por se tratar de uma tecnologia
recente e pelos atuais altos custos de implemen-
tação de projetos em alto-mar. Existem projetos
localizados na Coreia do Sul, com potencial de
254 MW, e na Espanha, com potencial de 0,3
MW. O reino unido também vem se destacando
em estudos e projetos de energia das marés. No
Brasil, a primeira usina ondomotriz está em proje-
to e deve ser construída na costa do Ceará. Ape-
sar de pouco utilizada, essa fonte representará
um acréscimo de 1.000 GW na matriz energética
mundial nas próximas décadas, se aproveitado
10% do potencial energético total das ondas. De
acordo com a Coppe/uFrJ, o potencial nacional
de energia oceânica é de 114 GW.
ENERGIA GEoTÉRmICA
O calor e o vapor provenientes das camadas
internas da Terra podem ser aproveitados para
gerar energia renovável. Em uma usina geotér-
mica, água é injetada em uma camada profunda
da crosta terrestre até alcançar o magma, manto
composto por rochas líquidas a altas temperatu-
ras. O líquido extraído dessas camadas pode che-
gar a uma temperatura de 175 ºC e ser aprovei-
tado para o aquecimento de água em edifícios.
Para gerar eletricidade através do vapor obtido,
as temperaturas devem ser superiores a 150°C.
Em países onde há erupções vulcânicas é
comum o uso da energia geotérmica; mas já
existe tecnologia para trazer o calor à superfí-
cie em qualquer lugar, mesmo que não haja
vulcões. No Brasil, a energia geotérmica apre-
senta potencial para aquecimento de água ou
ambientes, mas não para a geração de eletrici-
dade. Assim como a energia oceânica, o uso de
energia geotérmica ainda não representa uma
parcela significativa do cenário nacional ou mun-
dial, sendo necessário o desenvolvimento das
tecnologias que as viabilizem.
ENERGIA HIdRELÉTRICA
A energia hidrelétrica é gerada a partir da
energia potencial da água que movimenta tur-
binas, transformando a energia mecânica em
energia elétrica a partir de um gerador. Portan-
to, a geração hidrelétrica depende do fluxo de
água de um ponto mais alto para um ponto mais
baixo. Esse fluxo pode ser controlado pela cons-
trução de uma represa, a qual retém a energia
potencial da água em seu reservatório. O volume
de água que movimenta as turbinas é controlado
de acordo com a demanda de eletricidade.
uma alternativa aos grandes reservatórios
é a tecnologia de “fio d’água”, que aproveita
o curso natural dos rios, reduzindo os impactos
da construção dos reservatórios. Nas usinas de
fio d’água, entretanto, não é possível controlar a
vazão de água, que dependerá exclusivamente
do fluxo natural do rio e, portanto, do regime de
chuvas. Por não armazenarem a energia potencial
da água, as usinas de fio d’água, tem capacidade
de geração reduzida em períodos secos quando
comparadas às usinas com grandes reservató-
rios. Exemplos típicos de usinas a fio d’água são
as pequenas centrais hidrelétricas (PCHs), cuja
capacidade instalada é de até 30 MW. A resolu-
ção no 394 da Aneel (04/12/1998), em seu segun-
do artigo, define pequenas centrais hidrelétricas
(PCHs) como “empreendimentos hidrelétricos
com potência superior a 1.000 kW (1MW) e igual
ou inferior a 30.000 kW (30 MW), com área total
de reservatório igual ou inferior a 3,0 km2”.
O potencial técnico de aproveitamento da
energia hidráulica do Brasil está entre os cinco
maiores do mundo: o País tem 12% da água doce
21www.fgv.br/ces/epc
superficial do planeta e condições adequadas
para exploração energética deste volume. O po-
tencial hidrelétrico brasileiro é estimado em cer-
ca de 260 GW, dos quais 40,5% estão localizados
na Bacia Hidrográfica do Amazonas. Para efeito
de comparação, a Bacia do Paraná responde por
23%, a do Tocantins por 10,6% e a do São Fran-
cisco por 10% do potencial nacional. Contudo,
apenas 63% do potencial nacional foi inventaria-
do. A região Norte, em especial, tem um grande
potencial ainda por explorar (Portal Brasil, 2013).
China, Brasil, Estados unidos, Canadá e rús-
sia representam, juntos, 52% da capacidade ins-
talada mundial de energia hidrelétrica, totalizan-
do 990 GW. Em 2012, a China produziu 864 TWh
de energia hidráulica, com uma capacidade ins-
talada de 229 GW; no Brasil, neste mesmo ano, a
produção de energia hidrelétrica foi de 441 TWh,
ou 12% da produção mundial, tendo uma capa-
cidade instalada de 77 GW. Em outros países,
como Canadá (376 TWh) e Estados unidos (277
TWh), a produção foi em média 26% inferior, se
comparada com o Brasil, representando menos
de 10% da produção total mundial (rEN21, 2013).
O baixo custo operacional de uma hidrelétri-
ca, em função principalmente de sua alta capaci-
dade produtiva e sem a dependência de combus-
tíveis fósseis, faz que a energia elétrica oriunda
dessa fonte apresente um dos preços mais bai-
xos do mercado, atualmente com valor médio de
r$ 114,48 por MWh no mercado nacional. Entre-
tanto, para construção de hidrelétricas são neces-
sários altos investimentos de longo prazo, os quais
se contrapõem aos baixos custos de geração.
ENERGIA NuCLEAR
A geração elétrica com base na energia nu-
clear resulta do aproveitamento energético da
fissão ou divisão de urânio ou plutônio. Quando
o núcleo desses elementos sofre o impacto de
um nêutron e o absorve, ele é fissionado (divi-
dido) em dois fragmentos, liberando ao mesmo
tempo, dois ou três nêutrons e energia. Esse
processo se repete sucessivamente, em uma
reação em cadeia, liberando grande quantida-
de de energia térmica (calor).
um reator nuclear cria e controla as reações
de fissão que resultam em energia térmica. O ca-
lor aquece a água, cria vapor que move turbinas
ligadas a geradores de energia elétrica. Há vários
tipos de reatores, que diferem em função dos
materiais e da tecnologia aplicada, mas todos
possuem o mesmo conjunto básico de compo-
nentes e utilizam como combustível o urânio ou
o plutônio. As usinas nucleares utilizam ainda um
volume significativo de água para resfriar o siste-
ma de geração, geralmente água do mar ou de
rios e lagos que estejam próximos à usina.
Por se tratar de um processo extremamente
perigoso e demandar um tratamento e dispo-
sição específicos para os resíduos gerados, as
usinas nucleares devem estar localizadas a dis-
tâncias seguras dos centros urbanos. Porém, as
usinas de Angra I, Angra II e Angra III (em cons-
trução), estão próximas à cidade do rio de Ja-
neiro, um dos grandes centros consumidores do
Brasil. A opção pela instalação dessas usinas em
local relativamente próximo a um centro urbano
se deveu à redução dos custos de transmissão.
Apesar dos possíveis riscos associados às usinas
nucleares, essa é uma fonte de energia de alta
eficiência, que representa atualmente 2,7% da
matriz elétrica nacional (EPE, 2013a).
A capacidade instalada mundial da geração
nuclear é de 374.524 MWh (FGV, 2013). O Brasil
possui duas usinas nucleares, tendo uma capa-
cidade instalada total de 2.007 MW (FGV, 2013),
sendo as usinas de Angra I, com potência de
657 MW e Angra II, com potência de 1.350 MW
(CCEE, 2013).
ENERGIA TERmELÉTRICA A BAsE
dE ComBusTívEIs fóssEIs
As usinas termelétricas baseadas em com-
bustíveis fósseis funcionam a partir de três pro-
cessos. O primeiro envolve a queima de um
combustível fóssil, como gás natural, gás de
xisto, derivados de petróleo2 e carvão mineral.
Essa queima gera calor, que transforma água em
vapor. No segundo processo, o vapor, em alta
pressão, faz girar turbinas que acionam o gera-
dor elétrico. No terceiro processo, o vapor é con-
densado, transferindo o resíduo de sua energia
térmica para um circuito independente de refri-
geração, retornando a água à caldeira e comple-
tando o ciclo. Como o calor produzido em uma
2 Os principais derivados
de petróleo utilizados
em termelétricas são: óleo
combustível, óleo diesel,
gasolina e óleo ultraviscoso.
22 www.fgv.br/ces/epc
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E N E R G I A E L É T R I C A
reatores nucelares para a produção de eletricidade
foram desenvolvidos nos anos 50 e 60 do século 20,
beneficiando-se das atividades de enriquecimento de
urânio para armas nucleares e outras tecnológicas realizadas
pelos governos.
Vários países carentes de recursos naturais, como a França
e o Japão, adotaram e energia nuclear como fonte principal
de eletricidade para reduzir sua dependência de importações.
Outros, como os Estados Unidos e a União Soviética, para
diversificar suas fontes.
O entusiasmo por energia nuclear diminuiu muito após 1990
pelas seguintes razões:
Ocorreram acidentes nucleares de grande vulto que demonstra-
ram que a tecnologia nuclear não era segura como se pensava;
O custo da energia elétrica produzida nos reatores aumentou
diante das novas exigências de segurança;
O problema do armazenamento definitivo dos resíduos nuclea-
res não foi resolvido.
Após o grave desastre de Fukushima, vários países
decidiram abandonar gradualmente o uso de reatores
nucleares. Permanecem como principais mercados potenciais
a China, Rússia e Índia, onde a presença estatal é muito forte
e se encontram cerca de 70% dos cerca de 60 reatores em
usina termelétrica é muito alto, é necessário o
resfriamento dos geradores.
Outro aspecto técnico é a utilização de uma
chaminé de grande altura, chegando até 300
metros, para retenção das cinzas e outros resí-
duos voláteis gerados na queima do combustível
fóssil. As cinzas, por outro lado, podem ser recu-
peradas e utilizadas em outras atividades, como,
por exemplo, construção civil, sendo misturadas
com o cimento.
A eficiência das usinas termelétricas varia con-
forme a tecnologia empregada (tipo de forno para
combustão, potencial da turbina etc.) e o tipo de
combustível empregado na combustão. Os com-
bustíveis mais utilizados, e seus respectivos pode-
res caloríficos, são: óleo combustível- 40,2 GJ/t,
gás natural- 49,8 GJ/t, carvão3 – 20,5 GJ/t.
A capacidade instalada nacional da energia
termelétrica é de 32.778 MW, incluindo térmicas
fósseis e a biomassa. Atualmente, a matriz elétrica
brasileira é composta por 12,8% de energia oriun-
da de térmicas fósseis, com previsão de aumento.
Dessa porcentagem, 1,6% corresponde a térmica
a carvão e derivados, 3,3% a térmica a derivados
de petróleo e 7,9% a térmicas a gás natural.
1.1.2. CoNfIABILIdAdE E
CompLEmENTARIEdAdE dAs foNTEs
A análise da confiabilidade de um recurso
energético é resultado da combinação da inter-
mitência de sua geração – representada pelo seu
fator de capacidade –, aliada à disponibilidade
da fonte energética utilizada e da tecnologia em-
pregada em sua conversão.
A confiabilidade varia consideravelmente de
acordo com a faixa de potência do recurso ana-
lisado e, principalmente, de acordo com as ca-
racterísticas da fonte energética. recursos reno-
váveis costumam apresentar índices maiores de
intermitência, pois são regidos por fenômenos
naturais como períodos de chuva, seca, maior
ENErGIA NuCLEAr NO BrASIL
construção no mundo. Em outros países a, energia nuclear é
pouco significante como é o caso do Brasil, em que contribui
com menos de 2% da eletricidade.
O primeiro reator nuclear instalado no Brasil foi adquirido
no fim da década dos 1960 da Westinghouse. O governo
brasileiro, em 1975, tentou adquirir o domínio completo da
tecnologia nuclear da Alemanha – incluindo enriquecimento de
urânio como parte de um grande pacote comercial –, mantendo
aberta a opção de produzir artefatos nucleares. Esse ambicioso
projeto não prosperou e resultou apenas na instalação do
Reator Nuclear Angra dos Reis 2. A instalação do terceiro
reator se arrasta até hoje.
Energia nuclear não é uma opção prioritária para o Brasil,
onde existem outras opções mais atrativas, tanto do ponto de
vista econômico como ambiental, como por exemplo energia
hidrelétrica, eólica, solar e de biomassa.
As preocupações com as emissões de carbono que resultam
do uso do carvão (ou gás) para geração de energia elétrica
podem estimular o uso de energia nuclear, mas os riscos de
acidentes nucelares parecem mais imediatos e mais graves do
que os do aquecimento global cujos efeitos, para muitos, só
vão se fazer sentir num futuro distante.
Por prof. dr. José Goldemberg, IEE/USP
3 Considera-se carvão-
vapor 5.200 kcal/kg.
23www.fgv.br/ces/epc
Os Estados Unidos têm promovido uma revolução em
sua produção energética recente. Nos últimos cinco
anos, a produção de gás e óleo de xisto avançou 30%,
com alterações econômicas, energéticas e políticas. O gás de
xisto, ou shale gas em inglês, é um tipo de gás natural encontrado
em formações rochosas conhecidas como folhelhos. A extração
desse gás envolve a perfuração dessas rochas com a injeção de
grandes quantidades de água a alta pressão misturada a areia e
produtos químicos. Esse processo é conhecido como faturamento
hidráulico. O gás de xisto é, portanto, o mesmo combustível
utilizado pelo mundo. A grande diferença é o seu processo de
extração, cujo domínio recente abriu caminho para a exploração
de jazidas antes consideradas não aproveitáveis.
Os benefícios do uso do gás de xisto têm sido claros para
a economia norte-americana: 2 milhões de empregos foram
criados de 2008 para cá, e o baixo preço do gás tem impactos
positivos sobre o PIB e a indústria local. Mais do que isso, o
aumento da produção está invertendo o panorama energético
e geopolítico do país. A nação que mais consome energia no
mundo deve se tornar exportador de energia e reduzir sua
dependência do petróleo do Oriente Médio.
O aumento nos preços internacionais de petróleo e gás nos
últimos anos incentivaram o amadurecimento e a viabilidade
econômica da tecnologia de fraturamento hidráulico, pesquisada
e utilizada desde os anos 1980. A queda de mais de 50% do
preço do gás e o aumento de produção devem colocar os EUA
na posição de maior produtor de gás natural do mundo em 2015.
A EVOLuçãO DO GáS DE XISTO NOS ESTADOS uNIDOS E POSSíVEIS IMPLICAçõES NO BrASIL
O aumento da penetração do gás de xisto na matriz
energética tem reduzido, pelo menos em teoria, as emissões
americana de gases de efeito estufa, uma vez que o gás tem
substituído o carvão nas termelétricas. As emissões de gás
natural são pelo menos 60% inferiores às do carvão, mas no caso
do gás de xisto, o vazamento de metano verificado no processo
de fraturamento tende a neutralizar essa vantagem. Se, por um
lado, se argumenta que o vazamento de metano é variável de
acordo com o campo, por outro, o potencial de aquecimento
global do metano é pelo menos 21 vezes superior ao do CO2 (e
foi recentemente revisto para 34 no último relatório do IPCC).
A transformação recente do mercado de óleo e gás pode
impactar o Brasil em maior ou menor grau. O País acaba de leiloar
o bloco de Libra e conta com o interesse internacional e com
a estabilidade dos preços do óleo para viabilizar a exploração
de demais blocos do pré-sal. Se a oferta por óleo e gás seguir
aumentando, o preço internacional sofrerá redução, aumentando
a dificuldade em explorar e negociar o petróleo do pré-sal.
Considerando o enorme volume de investimentos previsto para
atividades de óleo e gás para o próximo decênio (R$750 bilhões
até 2021 ou 75% de todos os investimentos do setor energético
no período), pode-se dizer que a estratégia de apostar no pré-
sal, em vez de diversificar o portfólio com fontes renováveis,
apresenta altos riscos à economia e ao desenvolvimento do País.
Por Ricardo Baitelo, doutor em Planejamento Energético pela
Escola Politécnica – USP e coordenador da Campanha Energias
Renováveis – Greenpeace Brasil
ou menor intensidade de ventos etc. Já as fon-
tes não renováveis como combustíveis nuclear ou
fóssil, apesar de terem uma disponibilidade fini-
ta não estão sujeitas às oscilações de fenômenos
naturais. Enfim, havendo disponibilidade dessas
fontes, a confiabilidade variará em torno das con-
dições técnicas de funcionamento da usina e da
oferta do combustível utilizado em sua operação.
A intermitência e a previsibilidade de ge-
ração via recursos renováveis são particulares,
em duração e regime, a cada fonte energética.
A geração eólica, por exemplo, varia de acordo
com os regimes de vento e gradiente de pressão
atmosférica, em função de fatores meteorológi-
cos e da época do ano. A geração solar depende
da incidência de radiação solar de acordo com
a hora do dia, as estações do ano e também de
fatores meteorológicos, como nebulosidade. Já
a energia oceânica registra maior previsibilidade
por conta do regime das ondas e marés, em fun-
ção dos campos gravitacionais da Lua e do Sol. A
cogeração a biomassa é sazonal, de acordo com
a safra da cultura agrícola utilizada no processo.
Por fim, a geração hidrelétrica depende do regi-
me pluviométrico e da vazão das usinas, ainda
que o despacho seja orientado em função do
porte dos reservatórios.
A intermitência contribui para a crença de
que a geração renovável – principalmente solar
e eólica – não é suficientemente confiável e que,
portanto, a energia renovável não deveria ter uma
participação significativa na oferta de eletricidade
24 www.fgv.br/ces/epc
ProPostas EmPrEsariais dE Políticas PúblicasPara uma Economia dE Baixo carBono no brasil
E N E R G I A E L É T R I C A
ou gerar energia de base, pois seria necessário ter
capacidade de geração de backup para atender à
demanda energética em períodos de baixa gera-
ção renovável ou de alto consumo. Atualmente,
as fontes fósseis compõe a geração de backup
em quase todos os países do mundo, sendo pre-
dominante o uso de usinas termelétricas fósseis
para a geração de energia em períodos de es-
cassez de recursos renováveis. Em adição a isso,
argumenta-se que os períodos de maior geração
renovável não coincidiriam necessariamente com
os picos de maior demanda elétrica4. Essa visão
de que alguns recursos renováveis não são des-
pacháveis, ou seja, técnica e economicamente
viáveis para atendimento às demandas de consu-
mo, é compartilhada pelo setor elétrico de quase
todo o mundo (Sovacool, 2008a).
Por outro lado, exemplos de países como a
Alemanha e a Espanha têm mostrado que é pos-
sível incorporar grandes quantidades de energia
renovável de fonte solar e eólica no sistema. Na
Espanha, a geração eólica representa 11% da ca-
pacidade instalada total e chega a gerar mais de
40% da energia instantânea do país em períodos
de fortes ventos, provocando o processo inver-
so: desligamento de usinas termelétricas a fim
de aproveitar a geração eólica de eletricidade
nessas situações. Na Alemanha, a energia solar
já superou a fonte eólica, ambas no patamar dos
32 mil MW instalados. A geração descentralizada
em mais de 8 milhões de telhados e o perfil coin-
cidente com a demanda de energia em horário
comercial (das 8 às 18 h) auxiliam o suprimento
de energia para o país. A expansão eólica e solar
possibilitou o desligamento das usinas nuclea-
res alemãs, sem comprometer a exportação de
energia a países vizinhos. Diferentes estudos
vêm mostrando que a implantação de grandes
quantidades de geração renovável na matriz de
um país, combinada entre diferentes recursos
em diferentes áreas, promovem uma redução
considerável da intermitência – ainda que não
se possa deixar de lado o cômputo de custos de
transmissão e a complexidade dessa integração
(Sovacool, 2008a).
Neste contexto, merece destaque a com-
plementariedade da fonte hidráulica e eólica no
Brasil, uma realidade teórica, porém ainda não
implementada. Os ventos mostram maior capaci-
dade de geração de energia elétrica justamente
quando a afluência hidrológica nos reservatórios
hidrelétricos se reduz. Essa complementariedade
se dá sobretudo entre as usinas eólicas do Nor-
deste e as bacias hidrográficas da região Norte
do País: em períodos de seca, quando os reser-
vatórios estão com níveis baixos, a intensidade
dos ventos é maior; e vice-versa. Há também
uma complementariedade entre as fontes hidre-
létrica e biomassa, sendo que o período de seca
(maio a novembro), quando acontecem baixas
nos reservatórios das hidrelétrica, coincide com
a safra da cana-de-açúcar, tornando esta uma
alternativa interessante; e no período de chuvas
(dezembro a abril) acontece a entressafra. Mes-
mo em situações em que as fontes renováveis
não possam atender à totalidade da demanda
energética, as usinas térmicas podem completar
a disponibilidade de energia, formando assim
uma matriz com fontes complementares entre si.
O fator de capacidade combinada de cada
fonte cresce em função de sua capacidade ins-
talada total, não apenas com a combinação de
geração entre diferentes pontos geográficos,
mas também como consequência do aumento
da escala de fabricação de equipamentos. A ge-
ração eólica registrou um avanço no fator de ca-
pacidade de iniciais 15% para valores superiores
a 40% nos últimos dez anos. Para a geração solar,
índices de 7% nos anos 1980 subiram a mais de
20% para algumas tecnologias, como solar foto-
voltaica, nos últimos anos (IEA, 2009).
A intermitência da geração solar é critica-
da por concessionárias de energia, não apenas
por sua restrição ao atendimento de energia de
base, como também para energia de ponta. No
entanto, essa limitação é minimizada na moda-
lidade de geração solar concentrada (CSP), na
qual é possível armazenar parte do calor concen-
trado em espelhos na forma de sais ou fluidos,
para uma geração posterior de eletricidade.
Os recursos energéticos de origem fóssil,
como carvão mineral e derivados de petróleo,
não são suscetíveis à intermitência resultante
de fenômenos naturais5, mas à oferta desses
combustíveis. A disponibilidade para essa ofer-
ta é condicionada a fatores técnicos – grau de
4Em estados norte-
americanos como a
Califórnia, a variação da
carga máxima entre o inverno
e o verão chega a ser de mais
de 50% do total – de 29 GW
em janeiro, a carga salta para
45 GW no verão.
5Exceto no caso de
tsunamis e terremotos,
especialmente comuns
no Japão. O acidente de
Fukushima é o mais notório,
mas há outros registros,
como o vazamento de rejeito
nuclear para o mar exemplo
no complexo nuclear de
Kashiwazaki-Kariwa.
25www.fgv.br/ces/epc
complexidade de extração e transporte desses
recursos – e geopolíticos, como os conflitos e
os desacordos diplomáticos internacionais que
afetem o suprimento desses combustíveis.
Além da intermitência da fonte energética
analisada por parte da disponibilidade do recur-
so, a tecnologia empregada na conversão dessa
fonte em energia tem grande participação na
confiabilidade global de um recurso energético.
Por exemplo, podem ocorrer falhas nos equipa-
mentos ou no funcionamento das usinas gera-
doras, assim como problemas de transmissão,
paradas para manutenção e outros fatores que
também devem ser considerados na análise da
intermitência de uma fonte.
Os prejuízos de interrupções (previstas ou
não) podem ser graves para os geradores, prin-
cipalmente no caso de energia previamente ven-
dida e que não poderá ser entregue em função
dessas interrupções na geração. Nessa situação,
a energia a ser entregue precisará ser adquirida
no mercado spot6, a custos muitas vezes deze-
nas ou centena de vezes superiores aos custos
de geração desse operador.
As usinas nucleares podem também ser afe-
tadas pela indisponibilidade de urânio ou pela
temperatura da água. A operação dos reatores
demanda uso intensivo de água de rios ou lagos
próximos, para resfriar o vapor utilizado no ciclo
termodinâmico. Há casos de usinas que tiveram
seu funcionamento interrompido em função da
alta temperatura dessa água, insuficiente para
resfriar o sistema interno (Jacobson, 2008).
Além de fenômenos naturais, conflitos políti-
cos como guerras ou atos de terrorismo podem
afetar o suprimento de energia de usinas movi-
das a combustíveis fósseis. Em períodos de guer-
ra ou em especulações de ataques terroristas em
regiões de exploração do petróleo, houve uma
oscilação em seu preço, pela incerteza de sua
exploração. um exemplo foi a Guerra do Golfo.
Nesse caso, a geração de forma descentralizada,
6 O mercado spot, ou
mercado disponível,
permite apenas transações
em que a entrega da
mercadoria é imediata e o
pagamento é feito à vista.
Nos demais mercados,
como o futuro ou o mercado
a termo, os pagamentos
envolvem prazos que podem
chegar a até dois anos após a
negociação.
26 www.fgv.br/ces/epc
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E N E R G I A E L É T R I C A
realizada por tecnologias como aerogerado-
res e usinas maremotrizes, é menos suscetível a
interrupção do que usinas de grande porte de
geração centralizada como termelétricas fósseis,
hidrelétricas ou mesmo plantas de energia solar
concentrada (Jacobson, 2008).
Interrupções previstas para manutenção de
equipamentos e reabastecimento variam de 5% a
20% do tempo de funcionamento anual de uma
usina, o que significa que essas geram na prática
entre 80 e 95% da capacidade instalada teórica,
sem contar seu fator de capacidade.
Para o carvão, por exemplo, a média de in-
terrupções anuais para manutenções programa-
das é de 6,5%, e a média de interrupções não
programadas é de 6%. A disponibilidade de
usinas a carvão nos EuA registra limites entre
79 e 92%. A interrupção programada de usinas
nucleares é de 39 dias a cada 17 meses, ou 7%,
produzindo uma disponibilidade de cerca de
93% (Lovins, 2009).
As médias apresentadas acima são elevadas
em comparação ao tempo de indisponibilidade
de aerogeradores – variam entre 0 e 2% para ge-
radores em terra e entre 0 e 5% para torres off-
shore; e painéis fotovoltaicos, que variam entre
0 e 2%. ressalta-se que essa média refere-se a
unidades individuais de geração, sendo que no
caso de mau funcionamento ou parada de algum
equipamento, o conjunto não é completamente
afetado, representando assim um impacto redu-
zido no sistema7.
Essa pequena variação de geração em rela-
ção à oferta total contrapõe-se à eventual indis-
ponibilidade de termelétricas fósseis, que, como
citado anteriormente, apresentam interrupções
anuais não programadas de 6% e interrupções
anuais para manutenção de 6,5%, comprome-
tendo o suprimento de energia.
1.2. AspECTos AmBIENTAIs
O meio ambiente é definido como o con-
junto de fatores que afetam e determinam o
comportamento e sobrevivência dos seres vivos
que o habitam. Faz sentido, portanto, organizar
a análise das perturbações de atividades ener-
géticas sob esse meio nas áreas que represen-
tam suas matérias fundamentais: os meios aé-
reo, terrestre e aquático.
As diferentes etapas da cadeia energética,
7 No caso de um parque
eólico, problemas em
uma torre não afetarão
o funcionamento do
conjunto. Tomando por
base o parque eólico de
Osório, a indisponibilidade
de uma torre de 2MW
terá um impacto de 1,33%
sobre a geração total do
parque. Dessa forma, a
indisponibilidade do sistema
é uma fração do índice
verificado para cada turbina.
27www.fgv.br/ces/epc
como: extração e produção de combustíveis,
construção de usinas para geração de energia
com transmissão dessa energia aos centros de
consumo, provocam alterações ambientais e
transformam os recursos naturais.
A demanda por energia para o atendimen-
to ao desenvolvimento econômico e social e
para o bem-estar da população tem crescido
consideravelmente no mundo. Nos últimos 40
anos, a matriz elétrica global praticamente qua-
druplicou: a geração de eletricidade passou de
6,12 mil TWh em 1973 para 22,12 mil TWh em
2011 (IEA, 2013). Desse total, 68% são represen-
tados por fontes fósseis (41,3% de termelétricas
a carvão, 21,9% de termelétricas a gás natural e
4,8% de óleo combustível).
Desde a revolução industrial, no século 19,
o uso de combustíveis fósseis passou a ser pre-
dominante na oferta de energia, impulsionando
o crescimento das emissões de dióxido de car-
bono (CO2) e de demais gases. Essa ação acar-
retou na intensificação gradativa do efeito estu-
fa (fenômeno natural do planeta Terra em que
determinados gases na atmosfera impedem que
parte do calor absorvido do Sol seja dissipado),
levando ao aquecimento global que tem gera-
do mudança das características do clima, como
ocorrência das chuvas, duração das estações
secas, dinâmica de massas e correntes de ar e
ocorrência de fenômenos abruptos como ciclo-
nes, tempestades e furacões.
Para minimizar os efeitos nocivos das mudan-
ças do clima, são necessárias medidas urgentes
para reduzir e controlar a emissão dos gases de
efeito estufa. O controle dessas emissões passa
por diferentes medidas, entre as quais justamen-
te a redução do uso dos combustíveis fósseis e a
transição energética em direção à intensificação
do uso de energias renováveis.
Cerca de três quartos das atuais reservas
comprovadas de petróleo e gás natural não po-
derão ser consumidas, se quisermos alcançar a
meta de redução necessária de gases de efeito
estufa até 2050 (Meinshausen; Hare; et al, 2009).
Complementarmente, o potencial de energias
renováveis é suficientemente amplo para aten-
der à demanda futura de energia. Vale ressaltar
que essa substituição deve ser planejada dentro
de uma escala de tempo que permita seu de-
senvolvimento tecnológico, seu crescimento em
escala e redução de seus custos. Esses fatores
dependerão de vontade política, tanto no âm-
bito federal, quanto estadual e municipal, para
garantir os sinais adequados a esses mercados.
Dentre os principais impactos da produção
de energia elétrica no meio ambiente, pode-se
citar: poluição atmosférica, com destaque para
emissão de gases do efeito estufa, alteração da
vegetação, perturbação da fauna e flora, danos
ao meio físico, terrestre e aquático, inclusive à
fauna aquática.
1.2.1. EmIssõEs dE GAsEs
dE EfEITo EsTufA (GEE)
Diferentes impactos ambientais e tipos de
emissões atmosféricas ocorrem em cada etapa
da cadeia energética, de acordo com as caracte-
rísticas das fontes energéticas e das tecnologias
empregadas em sua conversão. As fontes reno-
váveis costumam apresentar níveis muito baixos
de emissões de gases de efeito estufa (GEE), en-
quanto as fontes não renováveis (à exceção da
energia nuclear) contribuem significativamente
para o aumento do efeito estufa no planeta, emi-
tindo grande quantidade desses gases na etapa
de produção da energia.
Porém, para que as diferentes fontes possam
ser comparadas de maneira mais coerente sob
o aspecto de emissões de GEE, devem ser con-
sideradas na análise todas as emissões associa-
das, sejam elas diretas, sejam indiretas: é neces-
sária uma análise completa do processo, desde
a extração das matérias-primas (combustíveis),
transporte, processo de geração, transmissão e
distribuição da energia. Naturalmente, essa aná-
lise completa demanda esforços e estudos mais
complexos, sendo que atualmente é comum
uma análise simplificada, considerando apenas
as emissões diretas da geração da energia.
A emissão total de cada recurso energéti-
co pode ser quantificada por uma análise das
interações entre todos os processos envolvidos
desde a obtenção do combustível até a geração
de energia. A avaliação de ciclo de vida (ACV)
contabiliza todos os custos energéticos desses
processos, por meio da coleta e processamento
28 www.fgv.br/ces/epc
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E N E R G I A E L É T R I C A
de uma ampla gama de dados como implica-
ções geográficas dos processos energéticos, a
qualidade do combustível utilizado nesses pro-
cessos e a logística envolvida. Naturalmente,
tal método gera resultados variados de acordo
com os fatores considerados.
A Tabela 1, a seguir, mostra as emissões de
CO2 equivalente de recursos energéticos, refe-
rentes a sua cadeia energética.
Os valores apresentados na Tabela 1 são
provenientes de diferentes fontes e apresentam
valores mínimos e máximos elásticos para cada
fonte, em função de particularidades envolvidas
em sua cadeia energética. A seguir são elen-
cados os principais fatores que influenciam as
emissões de GEE de cada fonte.
Na etapa de geração de energia, usinas
termelétricas com base em combustíveis fós-
seis registram as maiores emissões diretas de
GEE decorrentes da combustão: uma usina
térmica movida a gás natural emite cerca de
300 gCO2e/kWh; usinas térmicas movidas a car-
vão geram aproximadamente 1.000 gCO2e/kWh
(unece, 2007). Em outro extremo, tecnologias
de geração com base em fontes renováveis li-
vremente disponíveis na natureza registram
emissões reduzidas, inferiores a 50 gramas de
CO2 equivalente para o mesmo kWh produzido
(para energia solar, biomassa e hidrelétricas) e
na faixa de 10 gCO2e/kWh, no caso da energia
eólica (Jacobson, 2008).
No processo de transformação de energia,
por outro lado, as energias renováveis hidrelé-
trica, eólica, solar, oceânica, por não envolve-
rem a queima de combustíveis fósseis em seus
processos, não possuem emissões de GEE di-
retas. Isso também se aplica à geração nuclear.
Assim, para essas fontes devem ser analisadas
apenas as emissões indiretas, aquelas prove-
nientes das perdas no processo de transmissão
e distribuição, da construção e a operação das
usinas, bem como a fabricação e o transporte
de equipamentos utilizados.
No caso das usinas nucleares, as emissões
indiretas são aquelas provenientes do processo
de extração e transporte do minério utilizado
(desde sua mineração, processamento e uso
em reatores), da construção da usina e o gas-
to energético do condicionamento de resíduos
e do descomissionamento das usinas, após
sua vida útil, o que representa alto consumo
de energia e queima de combustíveis fósseis
(Sovacool, 2008b). No caso das hidrelétricas,
as áreas alagadas para composição dos reser-
vatórios podem representar uma grande fonte
emissora, caso contenham matéria orgânica em
seu leito, gerando altas emissões de metano
(CH4) decorrentes da decomposição desta. um
exemplo representativo é o da hidrelétrica de
Balbina, no Amazonas.
As usinas movidas a biomassa apresen-
tam emissões predominantemente advindas
da queima de combustíveis para a geração de
energia, porém apresentam valores muito in-
feriores às alternativas fósseis como gás natu-
ral, óleo combustível e carvão mineral. O CO2
emitido durante a queima de biomassa é consi-
derado biogênico, pois o carbono emitido fora
sequestrado anteriormente durante o processo
de crescimento do vegetal por meio da fotos-
síntese. Isso significa que tais emissões não au-
mentam a concentração de CO2 na atmosfera,
ao contrário da queima de combustíveis fósseis,
que lança na atmosfera o carbono que estava
estocado no subsolo há milhões de anos.
No caso de uma matriz energética, onde há
contribuição de diversas fontes, a análise mais
coerente ocorre na forma de um indicador de
intensidade carbônica que represente a quan-
tidade de gases emitida para cada unidade de
TABELA 1: EMISSõES DE GEE DE rECurSOS ENErGÉTICOS (EM GCO2E/kWH). Fonte: ipcc; JacobSon, 2008; Sovacool, 2008.
RECuRso ENERGÉTICo EmIssõEs (gCo2e/kWH)
Eólica
Solar CSP
Nuclear
Biomassa
Hidrelétrica
Solar PV
Oceânica
Termelétrica a gás natural
Termelétrica a carvão
Termelétrica a óleo combustível
2,8-7,4
8,5-11,3
9-130
14-35
17-300
19-59
34-62
354-469
744-1050
778-900
29www.fgv.br/ces/epc
energia gerada (geralmente indicado por tCO2e/
MWh). No caso do Brasil, a intensidade carbôni-
ca é calculada mensalmente pelo Ministério de
Ciência, Tecnologia e Inovação (MCTI)8, consi-
derando todas as fontes energéticas (usinas) que
geraram energia elétrica naquele período; em
2012, o Sistema Interligado Nacional (SIN) re-
gistrou uma emissão média de 0,0653 tCO2 para
cada MWh gerado.
Diversos estudos de institutos de pesquisa,
associações e outras instituições destacam o po-
tencial de redução de gases de efeito estufa por
meio do emprego de fontes renováveis de ener-
gia. Entre eles estão relatórios da Mckinsey, da
Agência Internacional de Energia (IEA), do Green-
peace (em parceria com o European renewable
Energy Council) e do Conselho Global de Energia
Eólica (GWEC), que fazem análises globais sobre
as emissões de GEE associadas à energia.
O relatório da Mckinsey, Pathways to low
carbon (2009), lista as principais medidas de mi-
tigação de gases de efeito estufa de diferentes
setores, posicionando-as em função de custo e
potencial de redução. Além de medidas de efi-
ciência energética, o relatório aponta as fontes
eólica, solar com grande potencial de abatimento.
A IEA tem lançado anualmente o World
Energy Outlook (WEO), que descreve o estado
da arte de fontes renováveis e traça projeções
energéticas mundiais. O estudo de 2011 (WEO
2011) trouxe como inovação a inclusão de um ce-
nário que prevê a redução do uso de carvão e
petróleo e multiplica por dez o uso das energias
renováveis na geração de energia para que seja
possível atingir a meta global de emissão de GEE
abaixo da concentração de 450 ppms9 – que ga-
rante uma probabilidade de 45% de o aumento
da temperatura global até o final do século ficar
abaixo dos 2 graus Celsius. O estudo ainda indi-
ca que são necessários grandes investimentos fi-
nanceiros no setor energético até o ano de 2020
para que a meta possa ser atingida. O atraso nas
ações pode gerar consequências que custarão
caro aos cofres públicos mundiais: para cada
u$ 1 não investido até 2020 em ações de redu-
ção de emissões, como o retrofit de usinas gera-
doras de energia, será necessário gastar u$ 4,3
para compensar as emissões de GEE após 2020.
1.2.2. oCupAção do soLo
E ImpACTos NA fAuNA E fLoRA
A ocupação de extensões territoriais cons-
titui um dos principais impactos de recursos
energéticos ao meio ambiente, proporcional às
características naturais e à sensibilidade do local,
e dos impactos decorrentes dessa ocupação. A
avaliação da ocupação do solo por empreendi-
mento energético é medida pela relação entre a
área ocupada e a capacidade instalada da usina
ou a energia produzida pelo sistema. No entan-
to, a comparação da área utilizada em cada tipo
de empreendimento energético envolve outros
parâmetros como impactos à área e seu poten-
cial de utilização para outros fins.
No caso da geração renovável, a relação
entre espaço ocupado e capacidade instalada
dos empreendimentos varia de acordo com as
condições naturais do local como relevo e cli-
ma, que impactam na disponibilidade ou aces-
so aos recursos, como potencial de vento para
geração eólica, queda d´água para geração hi-
drelétrica ou viabilidade do plantio de biomassa
combustível. Por outro lado, as usinas termelé-
tricas dependem apenas da disponibilidade de
combustíveis para operar, possibilitando maior
mobilidade geográfica. Nesses casos, a relação
entre área ocupada e capacidade instalada é
linear – desde que não considerada a área en-
volvida na exploração ou na produção dos com-
bustíveis queimados nas usinas.
A área ocupada no solo ou fundo do mar
por uma fundação de torre eólica varia entre
13 e 20 m². Entretanto, o espaçamento entre as
torres, que contribui para um maior aproveita-
mento energético das turbinas, prevê uma área
total de cerca de 500.000 m² para torres com
turbinas de 5 MW.
No caso da energia oceânica, a ondomotriz
apresenta uma necessidade maior que a mare-
motriz: uma central oceânica ondomotriz com
potencial para 750 kW ocupa 525 m2 na super-
fície do oceano, e uma turbina maremotriz de
1.000 kW ocupa 288 m2 no fundo do mar – nesse
caso, a área ocupada não representa interferên-
cia à navegação, mas possíveis impactos à vida
marinha (Jacobson, 2008).
Para hidrelétricas, a relação entre a capaci-
8 Os valores mensais da
geração de energia
elétrica do SIN estão
disponíveis no site do
MCTI: http://www.mct.
gov.br/index.php/content/
view/74694.html
9 ppms – partes por milhão
30 www.fgv.br/ces/epc
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E N E R G I A E L É T R I C A
dade das usinas e a área utilizada para a forma-
ção de lagos artificiais mostra grande variação
de acordo com cada projeto: grandes usinas
hidrelétricas (uHEs) demandam grandes reser-
vatórios, enquanto que as PCHs e usinas a fio
d’água, em sua maioria, demandam áreas me-
nores por conta da redução ou ausência de re-
servatórios. O potencial de geração de energia
nem sempre está diretamente relacionado à
área ocupada, porém a maioria das uHEs pos-
sui capacidade de geração superior às PCHs,
principalmente em períodos de chuvas, quan-
do é possível armazenar maior volume de água
nos reservatórios das uHEs, possibilitando uma
melhor administração da quantidade de água e,
consequentemente, da energia gerada.
Plantas solares de painéis fotovoltaicos ou sis-
temas termossolares (CSP) apresentam áreas simi-
lares de ocupação: a área requerida para painéis
fotovoltaicos é de 1,2 km2 para cada 100 MW ins-
talados, enquanto uma planta de CSP de 100 MW
utiliza entre 3,8 e 4,7 km2 incluindo a área adicio-
nal que abriga o sistema de armazenamento de
energia (Jacobson, 2008).
usinas termelétricas apresentam áreas simila-
res para a ocupação da usina, independentemen-
te do tipo de combustível utilizado. Porém, nesse
tipo de geração, a ocupação mais significativa do
solo é referente à produção ou extração de com-
bustível – de carvão e urânio a cana-de-açúcar ou
outras formas de biomassa – resultando em ín-
dices diferenciados de capacidade instalada por
área ocupada. Por exemplo, a cogeração de ele-
tricidade a bagaço de cana ocupa uma extensão
territorial considerável em função da energia gera-
da, em comparação com as demais termelétricas.
A produção de energia de 10 mil MWh por ano
com base na cogeração com biomassa de cana
demandaria uma área para cultivo de 300 a 1.000
hectares (Boyle, 2004). É importante ressaltar que,
no caso da cana-de-açúcar, a área ocupada pela
plantação não está exclusivamente ligada à ge-
ração de eletricidade, sendo utilizado apenas o
bagaço (resíduo das usinas sucroalcooleiras) para
essa finalidade. Considerando que são geradas
aproximadamente 23 toneladas de bagaço para
cada hectare (ha) de cana-de-açúcar cultivado por
ano (Macedo et al, 2004), a quantidade de baga-
ço gerado representa cerca de 30% da massa de
cana-de-açúcar produzida, que será utilizada para
a produção de álcool (etanol) e açúcar antes do
uso do bagaço para a geração de eletricidade.
31www.fgv.br/ces/epc
A análise da área ocupada por instalações
de usinas ou sistemas energéticos deve consi-
derar, além da extensão territorial, o impacto
nos biomas originais e nas atividades econômi-
cas e sociais conduzidas previamente no local.
Também há impactos na área necessária para a
transmissão da energia, decorrente da instalação
de redes e linhas. Como exemplo desses impac-
tos, o planejamento da expansão hidrelétrica na
região Norte do Brasil, especificamente pela
implantação de usinas nos rios Tapajós e Jaman-
xim, no Pará, deve afetar diretamente 871 km²
de áreas protegidas de floresta (Eletrobrás et al.,
2009). Em contrapartida, alguns parques eólicos
já aproveitam parte do espaço entre as turbinas
(área desocupada) para outras culturas, reduzin-
do assim o impacto negativo de sua implantação
e da parcela inutilizada da área total ocupada.
um exemplo é o parque eólico de Osório, no rio
Grande do Sul, que utiliza a área entre as turbi-
nas para pastagens e agricultura.
A Tabela 2, a seguir, apresenta a relação da
capacidade instalada (MW) e a área utilizada para
diversos tipos de fontes e usinas em operação
atualmente. Foi elaborada a partir de dados de
um estudo realizado pelo Ministério de Minas e
Energia (MME), fixando a energia gerada em Belo
Monte (40 milhões de MWh) para diferentes siste-
mas energéticos e comparando os valores médios
de áreas utilizadas nesses sistemas, com a com-
plementação de informação de outras fontes.
A “área utilizada (km2)” na Tabela 2 com-
preende a área da usina (local de geração da
energia) e também a área necessária para a ob-
tenção do recurso energético, como o cultivo
(no caso de biomassa) e a extração (no caso das
termelétricas a carvão, óleo e das nucleares). As
únicas fontes que não compreendem a área adi-
cional de obtenção de recursos são a solar e a
eólica, sendo sua “área utilizada (km2)” equiva-
lente à área de geração apenas.
Além dos impactos ambientais diretos de-
correntes da construção e implementação de
empreendimentos energéticos, há que se con-
siderar outros impactos indiretos no entorno,
na paisagem, na fauna e flora locais. Nesse as-
pecto, os impactos gerados pelas grandes usi-
nas hidrelétricas e respectivos reservatórios são
TABELA 2: rELAçãO ENTrE CAPACIDADE INSTALADA E árEA OCuPADA DE rECurSOS ENErGÉTICOS (OrDENADOS A PArTIr DA MENOr rELAçãO MW/kM2). Fonte: diverSoS.
foNTE ENERGÉTICA /usINA CApACIdAdE INsTALAdA (mW)
ÁREA uTILIzAdA (km2)
RELAção CApACIdAdE/ ÁREA uTILIzAdA (mW/ km2)
Hidrelétrica – Balbina c
Biomassa* (FC=48%) b
Hidrelétrica – Tucuruí a
PCHs* (FC=55%) b
Eólicas* (FC=43%) 5
Hidrelétrica – Itaipu a
Hidrelétrica – Jirau b
Solar CSP (FC=25%) 6
Hidrelétrica – Belo Monte b
Nuclear*
Hidrelétrica – Xingó a
Termelétrica Carvão* (FC=85%)
Solar PV* (FC=16,5%) b
Termelétrica Óleo* (FC=71,9%)
REFERÊNCIAS
A Mesquita & Milazzo, 2007;
B MME, 2010;
C Wittmann, 2009;
D Boyle, 2004;
E Elaboração própria;
250
9.522
4.240
8.310
10.500
14.000
3.300
18.265
11.233
5.400
3.000
5.372
28.000
6.350
2.360
12.000 - 80.000 d
2.430
831-1.662
921 - 2.100
1.549
258
694 – 858
516
25 – 111
60
7,4 - 64,7 f,g
277 – 336 f
4,4
0,11
0,12-0,8
1,74
5 - 10
5 - 11,4 f
9,04
12,5
21,3 - 26,3
21,8
48,8 – 214,3
50
83 – 729 f,g
83,3 -101 f
1042
F Jacobson, 2008;
G ABCM, 2009;
H Diário Oficial, 2008;
I Eletronuclear, 2010
* Em geração elétrica equivalente à da usina de Belo Monte
32 www.fgv.br/ces/epc
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E N E R G I A E L É T R I C A
os mais nocivos, e não se comparam às demais
fontes renováveis e tampouco às usinas hidre-
létricas a fio d’água, que não demandam gran-
des áreas alagadas para operar. Isso se deve ao
fato de que a construção de reservatórios causa
significativos impactos na área inundada, provo-
cando a perda da vegetação e fauna terrestre,
interferências na migração dos peixes e even-
tuais mudanças hidrológicas a jusante da repre-
sa. Além disso, alguns reservatórios inundam
terras com heranças históricas e culturais, como
a dos indígenas no caso brasileiro.
As demais fontes renováveis também apre-
sentam impactos na flora e fauna, mas com me-
nor intensidade do que os impactos causados
pelos grandes empreendimentos hidrelétricos.
Mesmo que existam impactos na geração de
energia eólica, de biomassa e solar, esses são
considerados ambientalmente aceitáveis, con-
forme elencado a seguir.
Entre os principais impactos causados pe-
los parques eólicos podemos citar alteração da
rota de migração de pássaros, além da poluição
visual e sonora, pois o som do vento nas pás
implica em um ruído constante. Além disso, de
acordo com o estudo O Setor Elétrico Brasileiro
e a Sustentabilidade no Século 21, verificou-se
casos de implantação indevida de parques eóli-
cos em áreas de proteção ambiental, dunas ou
sítios arqueológicos. Desapropriações de faixas
de terra são previstas também para a implan-
tação de linhas de transmissão, conectando os
parques a centrais elétricas e subestações.
A poluição do solo e a contaminação dos ma-
nanciais são os principais impactos negativos da
produção de biomassa. Em usinas de etanol, os
processos de fermentação e destilação produzem
efluentes como a vinhaça, organoclorados, cobre
e outros contaminantes, que, por vezes são de-
positados no solo, alterando sua acidez e, poste-
riormente, alcançando lençóis freáticos e conta-
minando rios e mananciais próximos à área das
plantações. A queima dos canaviais altera diferen-
tes parâmetros do solo como umidade, taxa de
transpiração, porosidade e repelência à água, tor-
nando-o mais impermeável e, consequentemen-
te, sujeito a erosões (Ferreira, 2006). Essa queima,
bem como a do bagaço para a geração de eletri-
cidade, produz cinzas em fatores superiores a 5 kg
por tonelada de processamento de cana (Leme,
2005). Outras formas de cogeração com base na
biomassa produzem resíduos sólidos (como cin-
zas) em proporções diferentes, de acordo com o
ciclo empregado; para o ciclo BIG-GT (Gaseifica-
ção da Biomassa Integrada por Turbina a Gás, da
sigla em inglês), a estimativa apresentada por fon-
te é de 0,224 g/kWh (Mann; Spath, 1997).
A geração geotérmica, por conta de sua
operação, tem impactos particulares ao solo, re-
lacionados à indução de sismicidade (capacida-
de de geração de tremores no solo) e alteração
da massa de fluido geotérmico (HuNT, 2001).
Já as fontes solar fotovoltaica (PV) e solar
concentrada (CSP) impactam o solo por meio
da produção de efluentes químicos durante o
processo produtivo de seus componentes e por
descarte dos fluidos envolvidos na operação das
usinas concentradoras de energia solar.
1.3. AspECTos soCIAIs
Empreendimentos energéticos podem in-
fluenciar substancialmente o desenvolvimento
socioeconômico no seu entorno. Os diversos
impactos decorrentes da inserção de grandes
empreendimentos são em sua maioria nocivos às
populações locais, mas também devem ser anali-
sados benefícios indiretos.
Os casos mais marcantes nesse sentido no
Brasil estão relacionados aos grandes empreen-
dimentos hidroelétricos. Esses empreendimentos
demandam grandes modificações no local de im-
plementação, não somente nos aspectos físico e
ambiental, mas também na sociedade local. Os
impactos negativos desse tipo de empreendimen-
to são normalmente agravados quando o local ca-
racteriza questões complexas, como difícil acesso,
questões indígenas, disputas de terra, entre ou-
tros; como é o caso das diversas hidrelétricas ins-
taladas e em instalação na região Amazônica. No
Brasil, cerca de 200 mil famílias foram desalojadas
para a construção de aproximadamente 150 usi-
nas hidrelétricas em um período que compreende
os anos de 1950 e 2005 (Bermann, 2007).
Inicialmente, ocorre um enorme afluxo de
pessoas à região do empreendimento, seja
em função das oportunidades de emprego na
33www.fgv.br/ces/epc
obra, seja na expectativa de oferecer serviços
ou produtos diversos a esse contingente de tra-
balhadores. Invariavelmente, o poder público e
a infraestrutura local não estão preparados para
absorver esse crescimento populacional repen-
tino, e os serviços públicos muitas vezes não
conseguem atender à demanda. O comércio
local também não consegue atender ao cresci-
mento repentino de demanda, o que leva a um
aumento nos preços locais de bens e serviços
e gera dificuldades econômicas especialmente
para a população de baixa renda.
No caso da necessidade de construção de
grandes reservatórios é comum ainda a remoção
de populações ribeirinhas, indígenas, agricultores
familiares, dentre outros, das áreas que serão ala-
gadas. Nem sempre a remoção é bem-sucedida
no sentido de preservar a identidade cultural des-
sas populações. Caso semelhante pode ser encon-
trado para a biomassa: muitas vezes, a área utiliza-
da para o plantio e cultivo da biomassa é resultado
do avanço sobre áreas então dominadas pela agri-
cultura familiar, e pode comprometer a segurança
alimentar na região, e descaracterizar a estrutura
socioeconômica local, levando a um êxodo em di-
reção à áreas urbanas. Monoculturas como a cana-
-de-açúcar e a soja apresentam exemplos de im-
pactos sobre a manutenção da agricultura familiar
e mudanças no padrão de produção agrícola, con-
forme apontado em trabalho de campo realizado
em regiões do Triângulo Mineiro e Zona da Mata,
em Minas Gerais; Oeste Paulista, em São Paulo; Sul
e Leste do Mato Grosso do Sul; e Noroeste do rio
Grande do Sul (Assis; Zucarelli, et al, 2007). Ativi-
dades secundárias como a construção de linhas de
transmissão de energia ou a extração e a produção
de recursos energéticos também podem provocar
deslocamentos de populações.
Os impactos positivos da implementação de
empreendimentos energéticos podem ser ilus-
trados no caso de sistemas descentralizados de
geração de energia. Para esse tipo de geração,
a necessidade de realocação de populações e os
impactos decorrentes do processo são, normal-
mente, menores. Na microgeração fotovoltaica,
por exemplo, o uso de telhados de edificações
reduz significativamente os impactos sociais, par-
ticularmente no que se refere a deslocamento de
populações, especulação imobiliária e indeniza-
ções por desapropriações de terras. A microge-
ração pode ainda proporcionar ganho de renda
pela comercialização da energia excedente ou
mesmo pelos descontos na tarifa de energia. A
geração eólica, por sua vez, registra exemplos de
compartilhamento de terras com outras finalida-
des como pastagens e agricultura, a exemplo do
parque eólico de Osório, no rio Grande do Sul.
A contribuição de recursos energéticos ao de-
senvolvimento econômico pode ser medida por
diferentes indicadores, além da variação do PIB,
tais como a receita obtida por recolhimento de
impostos e taxas específicos sobre as atividades
do setor e a redução de importação na balança
comercial, entre outros. Na Espanha, por exem-
plo, a indústria eólica contribuiu com 3,27 bilhões
de euros, ou 0,2% do PIB do país, no ano de 2008.
O aquecimento econômico traduz-se no aumento
de atividades industriais e comerciais, estimulan-
do a demanda energética local e, por consequên-
cia, contribuindo para o efeito econômico circular.
O reflexo desses fatores sobre a socieda-
de é a criação de empregos diretos e indiretos
por consequência da implantação de atividades
energéticas (analisada em outro atributo) e da
conversão desses empregos em maior renda
para a região. A geração de empregos, entre-
tanto, um impacto positivo de empreendimen-
tos energéticos, muitas vezes não se consolida
como benefício para o desenvolvimento local já
que a maior parte desses empregos é temporá-
ria e preenchida por imigrantes. Mesmo a ren-
da da exploração dos recursos energéticos nem
sempre se reverte para o desenvolvimento local,
como é o caso da distribuição de royalties e par-
ticipações especiais associadas à produção de
petróleo e gás natural no Brasil.
Cada recurso energético apresenta um po-
tencial de geração de empregos diferente, com
características distintas de acordo com sua ca-
deia energética, que é normalmente dividida nas
seguintes fases: estudos e projetos, produção e
processamento de combustíveis (se aplicável),
construção da planta de geração de energia – in-
cluindo a fabricação e instalação de equipamen-
tos – operação e manutenção da usina e desco-
missionamento (se aplicável).
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TABELA 3: FATOrES DE EMPrEGOS PArA FONTES ENErGÉTICAS (EM EMPrEGOS POr MW). Fonte: reFerênciaS
indicadaS para cada item na própria tabela.
foNTE ENERGÉTICA CoNsTRução/INsTALAção/ mANufATuRA (EmpREGos/mW)
opERAção/mANuTENção(EmpREGos/mW) REfERêNCIA
Carvão
Gás natural
Nuclear
Biomassa
Hidrelétrica
Eólica onshore
Eólica offshore
Solar fotovoltaica
Geotérmica
Solar concentrada (CSP)
Oceânica
14,4
3,4
16
4,3
11,3
15,4
28,8
38,4
6,4
10
10
0,25-3,2
0,47
0,33
4,4
0,22
0,4
0,77
0,4
0,74
0,3
0,32
JEDI model
JEDI model
Rutowitz, 2009
EPRI 2001, DTI, 2004
Pembina, 2004
EWEA, 2009
EWEA, 2009
EPIA, 2008; BMU, 2008
GEA 2005
EREC 2008
Serg 2007; Spok, 2008
A Tabela 3, a seguir, indica médias de em-
pregos em função de capacidade instalada de
empreendimentos energéticos, nas etapas de
construção, instalação, manutenção e produção e
gerenciamento de combustíveis (rutovitz, 2009).
Cabe comentar que as taxas de empregos
das fontes eólica e solar apresentam números
relativamente altos em função dos processos
envolvidos na fabricação de componentes e na
construção de sistemas.
Os impactos socioeconômicos negativos dos
grandes empreendimentos energéticos no Brasil
têm sido particularmente maiores do que inicial-
mente previstos em função de equívocos no plane-
jamento e execução das medidas compensatórias
inicialmente previstas para o empreendimento. Em
geral, a comunidade da região é pouco envolvida
no planejamento e definição de quais medidas mi-
tigadoras e compensatórias devem ser adotadas,
ou seja, na definição sobre quais rumos o desen-
volvimento socioeconômico local tomará a partir da
inserção do empreendimento. Mais ainda, as medi-
das mitigadoras raramente são implementadas com
a antecedência necessária para reduzir os impactos.
Matriz elétricaBRAsILEIRA
PrOPOSTAS EMPrESArIAIS DE POLíTICAS PúBLICASPArA uMA ECoNomIA dE BAIxo CARBoNo NO BrASIL
E N E R G I A E L É T R I C A
37www.fgv.br/ces/epc
o Brasil tem sido bem-sucedido em man-
ter sua matriz elétrica predominante-
mente renovável, com taxas próximas a
90%. Essa é uma característica marcan-
te do País, que mantém sua posição entre as matrizes
mais renováveis do mundo, graças, sobretudo, ao apro-
veitamento do potencial hidráulico do País. No final da
década passada, a contratação de uma alta proporção
de termelétricas fósseis colocou em risco essa posição,
mas, nos anos seguintes, o aumento da contratação da
fonte eólica equilibrou novamente o balanço entre fon-
tes fósseis e renováveis.
Outra característica fundamental da matriz elétrica
nacional é a combinação hidrotérmica, sendo pratica-
mente irrelevantes a participação de outras fontes de
energia alternativa, tais como a eólica, a solar e a bio-
massa. A opção pelo aumento da contribuição de fon-
tes fósseis na geração de energia elétrica contribui para
uma elevação nas emissões de gases do efeito estufa
(GEE), além de aumentar a dependência de recursos
não renováveis, nos quais o Brasil não é plenamente
autossuficiente, o que faz que o País dependa de im-
portações e fique exposto às variações de preços do
mercado internacional.
O modelo hidrotérmico opera na base do sistema
elétrico nacional, sendo prioritário o despacho da ener-
gia hidrelétrica. Nos momentos de pico de consumo
ou em situação de indisponibilidade das hidrelétricas
(como secas, queda de fluxo dos rios ou baixos níveis
dos reservatórios), as usinas térmicas fósseis são acio-
nadas para atender à demanda.
Considerando a crescente da demanda por ener-
gia projetada até 2021, será necessário diversificar as
fontes que contribuem para o Sistema Interligado Na-
cional visando uma maior garantia no fornecimento de
eletricidade. Para tanto, deve-se oferecer incentivos ao
desenvolvimento de toda a cadeia produtiva das fontes
renováveis alternativas (como solar, eólica e biomassa),
que são complementares às usinas hidrelétricas que
atualmente dominam a geração de energia no País.
O presente capítulo analisa o cenário elétrico na-
cional a partir do Balanço Energético Nacional (BEN) e
da previsão feita para o País em 2021 no Plano Dece-
nal de Energia (PDE 2011-2021), tomando como base
as questões climáticas. Além de analisar a questão das
emissões de GEE, são apresentadas as impressões das
organizações-membro da Plataforma Empresas pelo
Clima (EPC), que representam o setor empresarial.
2.1. CENÁRIo ATuAL
O Balanço Energético Nacional (BEN) apresenta
o cenário energético brasileiro no que tange a oferta e
o consumo de energia. Dados da última edição do Ba-
lanço (EPE, 2013a) relatam uma geração de 552,5 TWh
no ano de 2012, que representa um aumento de 3,9%
com relação à energia elétrica gerada em 2011. Esse
aumento da geração foi compatível com o aumento
do consumo de eletricidade, que foi de 3,8% no mes-
mo período. A participação das fontes não renováveis
de energia foi maior em 2012 em relação ao ano ante-
rior, e passaram a responder por 16,7% do total gera-
do – em 2011, esta parcela era de 11,9%. Ao mesmo
tempo, as fontes renováveis de energia tiveram redu-
ção de 4,4% em sua participação na matriz nacional,
representando 84,5% em 2012.
A Figura 2 apresenta a composição da matriz elé-
trica brasileira nos anos de 2011 e 2012 e a participação
de cada uma das fontes de energia na geração de ele-
tricidade do País.
Conforme pode ser observado na Figura 2, hou-
ve uma redução na participação das fontes de energia
renovável como a hidráulica (-4,9%) e a eólica (-0,4%),
sendo que as fontes não renováveis apresentaram
aumento nas parcelas de carvão e derivados (+0,2%),
derivados de petróleo (+0,7%) e gás natural (+3,5%).
Também foi registrado um aumento de 3,8% no
consumo de energia elétrica no período 2011-2012,
FIGURA 2: MATrIZ DE ENErGIA ELÉTrICA NACIONAL EM 2011 E 2012. Fonte: SínteSe do balanço energético nacional 2013 – ano baSe 2012. empreSa de peSquiSa energética
(epe), 2013a.
Brasil (2012) Brasil (2011)
Gás natural
nuclear
Biomassa3 carvão e derivados1
derivados de petróleo
eólica
Hidráulica
1. Inclui gás de coqueria 2. Inclui importação 3. Inclui lenha, bagaço de cana, lixívia e outras recuperações.
6,8% 6,6%
0,9% 0,5%7,9% 4,4%
3,3% 2,6%2,7% 2,8%
1,6% 1,4%
76,9% 81,8%
38 www.fgv.br/ces/epc
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sendo que foram consumidos 498,4 TWh no último ano.
Para atender a esta demanda, houve um acréscimo na
capacidade instalada nacional na ordem de 3,8 GW
em 2012. Esse aumento deve-se principalmente às
fontes hidráulicas e térmicas, que contribuíram com
47,8% e 40% do total de energia adicional inserida no
sistema, respectivamente. Em contrapartida, o cresci-
mento da parcela eólica foi de apenas 12,2%. É impor-
tante ressaltar que o incremento na geração de ener-
gia foi maior que o do consumo no mesmo período,
sendo que parte da energia potencial não foi gerada.
2.1.1. sIsTEmA dE dEspACHo
O Brasil tem sido bem-sucedido na manutenção
de sua matriz elétrica predominantemente renovável
e, mesmo que a participação relativa de fontes fós-
seis tenha aumentado nos últimos anos, ainda são
mantidas taxas de participação de fontes renováveis
acima de 80%. Enquanto o Brasil apresentou taxas
de 84,5% de participação de renováveis na matriz em
2012, a média mundial foi de apenas 19,7% (no ano
de 2010). Porém, as decisões do governo brasileiro
no que tange a expansão e diversificação da matriz
energética nacional têm caminhado na contramão
das tendências mundiais por maior participação de
fontes renováveis, sendo que as fontes fósseis tem
ganhado espaço cada vez maior.
um exemplo dessa política foi o último leilão de
energia de reserva realizado pela Câmara de Comer-
cialização de Energia Elétrica – CCEE (A-5, em 29 de
agosto de 2013), que prioriza usinas termelétricas a
carvão e gás natural, ao mesmo tempo, elimina a fon-
te eólica da disputa. A justificativa que tem sido apre-
sentada constantemente é a falta de confiabilidade
das fontes renováveis para atender à demanda futura
de energia. Porém, os resultados do leilão indicam
que, apesar da baixa confiabilidade das renováveis,
as usinas termelétricas fósseis não têm apresentado
preços competitivos.
No 1º Leilão de Energia A-5/2013, foram nego-
ciados Contratos de Comercialização de Energia no
Ambiente regulado (CCEAr), na modalidade por
quantidade para usinas hidrelétricas, e na modali-
dade por disponibilidade para usinas termelétricas a
carvão, gás natural em ciclo combinado ou biomas-
sa (EPE, 2013b). Ao todo foram contratados 19 em-
preendimentos de geração (para entrega da ener-
gia a partir de 1º de janeiro de 2018), que somam
uma capacidade instalada de 1.265 MW, com preço
médio de r$124,97/MWh. Nesse contexto é impor-
tante lembrar que o preço médio da energia eólica
continua inferior ao das demais fontes: no último lei-
lão de reserva exclusivo para eólicas (A-3, realizado
em agosto/2013), o preço médio contratado foi de
r$ 110,51/MWh. Justifica-se, portanto, a preocu-
pação do governo em retirar as eólicas dos leilões
tipo A-5, uma vez que essa fonte pode prejudicar
ainda mais as termelétricas a carvão e gás natural,
por exemplo, que não poderão oferecer preços su-
ficientemente competitivos. Os resultados do leilão
A-5/2013 são apresentados na Tabela 4.
Como pode ser observado na Tabela 4, nenhum
empreendimento termelétrico fóssil foi contratado
no leilão A-5/2013. Apesar de esse leilão priorizar
este tipo de fonte, apenas três empreendimentos
termelétricos a carvão foram habilitados a participar
do leilão e resultaram por não ser contratados em
decorrência dos preços pouco competitivos com as
demais fontes renováveis participantes.
Os principais desafios em torno das usinas hidre-
létricas (uHEs) se referem à construção de grandes
reservatórios e barragens para potencialização da
queda d’água. A esses aspectos característicos das
uHEs são atribuídos grandes impactos ambientais e
sociais. Além disso, existe o risco de intermitência na
39www.fgv.br/ces/epc
geração da energia, uma vez que eventos naturais
como secas extremas impactam diretamente essa
fonte. Segundo as autoridades nacionais, pequenas
centrais hidrelétricas à fio d’água não são suficientes
para suprir a demanda nacional, pois não permitem
o armazenamento da energia.
Dessa maneira, afirma-se que a energia advin-
da de fontes térmicas e fósseis são necessárias para
garantir o fornecimento de energia ao País, conside-
rando que outras fontes renováveis não seriam su-
ficientes para atender à demanda existente. Como
consequência, o investimento em fontes fósseis é
priorizado, tendo como justificativa as dificuldades e
a falta de segurança das fontes renováveis. Porém,
estudos recentes como o Revolução Energética –
Cenário Brasileiro 2013, publicado pelo Greenpeace,
GWEC (Conselho Internacional de Energia Eólica) e
Erec (Conselho Europeu de Energia renovável) de-
monstram o contrário, como pode ser observado nos
cenários descritos a seguir.
A Figura 3 ilustra o atual sistema brasileiro de
operação de fontes de energia, no qual apenas 25%
de participação de energia renovável é variável. Nesse
modelo, a energia de base consiste em um abaste-
cimento de energia mínimo e ininterrupto nas redes,
tradicionalmente feito por hidrelétricas, usinas térmi-
ca a carvão e usinas nucleares. Essas fontes produzem
energia trabalhando em capacidade máxima, mesmo
se não houver demanda. Quando a demanda é baixa,
a eletricidade produzida por essas fontes é desperdi-
TABELA 4: rESuLTADOS DO 1º LEILãO DE ENErGIA A-5/2013, rEALIZADO EM 29 DE AGOSTO DE 2013. Fonte: epe, 2013b.
1o LEILão dE ENERGIA A-5 / 2013 – REsuLTAdo fINAL
foNTE pRojETos CoNTRATAdos
CApACIdAdE INsTALAdA (mW)
GARANTIA físICA (mW mÉdIos)
pREço mÉdIo (R$/mWh)
UHE Sinop
UHE Salto Apiacás
PCH
Biomassa (cavalo de madeira)
Biomassa (bagaço de cana)
TOTAL
1
1
8
2
7
19
400
45
173,5
300
347
1.265,5
109,40
119,97
127,01
136,69
133,57
124,97
239.8
22.9
92,3
241,2
152,5
748,7
FIGURA 3: SISTEMA ATuAL DE OPErAçãO E DESPACHO. Fonte: revolução energética – cenário braSileiro 2013.
greenpeace; gWec, 2013.
cUrVa de carGa
0h
GW
enerGia FleXÍVel: oPerador do SiStema comBina HidrelétricaS com térmicaS a GÁS, óleo e dieSel
enerGia renoVÁVel FlUtUante
enerGia de BaSe
Período do dia (hora)
6h 12h 18h 24h
40 www.fgv.br/ces/epc
ProPostas EmPrEsariais dE Políticas PúblicasPara uma Economia dE Baixo carBono no brasil
E N E R G I A E L É T R I C A
çada (Greenpeace; GWEC, 2013). usinas hidrelétricas
com grandes reservatórios e térmicas fósseis (movidas
a gás, carvão, óleo ou diesel) podem ser acionadas
para responder às demandas de consumo energético
em horários de pico. Assim, na operação desse mo-
delo, a energia de base é a primeira a ser despachada
porque já está disponível no sistema, enquanto as de-
mais fontes renováveis (eólica e solar) possuem baixa
participação, sendo acionadas esporadicamente.
A curva de carga representa um padrão típico
de consumo de eletricidade ao longo do dia, no qual
ocorrem picos e vales que podem ser previstos por
medições de energia e séries históricas (Greenpea-
ce; GWEC, 2013).
Como alternativa ao modelo atual, o referido
estudo propõe dois modelos possíveis: um com ma-
nutenção da energia de base prioritária (Figura 4) e
outro com priorização da energia renovável variável
(Figura 5), conforme descrito a seguir.
Na Figura 4 é possível observar a manutenção
FIGURA 4: MODELO SuGErIDO COM ENErGIA DE BASE COMBINADA À ENErGIA rENOVáVEL FLuTuANTE. Fonte: revolução energética – cenário braSileiro 2013. greenpeace; gWec, 2013.
cUrVa de carGa
0h
GW
enerGia de BaSe PrioriZada: nUclear oU carVÃo nÃo tem reStriÇÕeS
enerGia eXcedente
enerGia de BaSe
Período do dia (hora)6h 12h 18h 24h
FIGURA 5: MODELO SuGErIDO COM ENErGIA DE BASE COMBINADA À ENErGIA rENOVáVEL FLuTuANTE. Fonte: revolução energética – cenário braSileiro 2013. greenpeace; gWec, 2013.
cUrVa de carGa
0h
GW Prioridade
de deSPacHo a renoVÁVeiS FlUtUanteS e reStriÇÃo À oPeraÇÃo de enerGia de BaSe
Período do dia (hora)6h 12h 18h 24h
41www.fgv.br/ces/epc
O bagaço de cana é o principal biocombustível de
geração de termelétrica, porém o licor negro
(lixivia), os resíduos florestais, o biogás e a casca de
arroz já aparecem na composição da bioeletricidade brasileira.
Plantios energéticos de ciclo curto como capim-elefante,
sorgo e bambu também já aparecem como plataformas
viáveis em vários cenários.
A bioeletricidade contribuiu no ano de 2012 (BEN) com
6,8% da geração elétrica brasileira. Sendo 79% gerada
com bagaço de cana, 14,9% com lixivia, 5% com resíduos
florestais, 1% com biogás e 0,1% com casca de arroz. Embora
a matriz elétrica brasileira seja dominada pela geração
hidrelétrica, que também é renovável, já tem uma crescente
participação da bioeletricidade. O modelo dos leilões de
energia contribui enormemente para o planejamento do setor,
porém vem penalizando a geração com biomassa por não
remunerar adequadamente a geração com biocombustíveis.
A Aneel conduz os leilões de energia e tem recebido enorme
demanda para fazer as ofertas com base nas fontes: se
adotada essa metodologia, o grande potencial brasileiro de
geração com biomassa poderá se viabilizar rapidamente.
A participação da biomassa energética no cenário atual da
matriz elétrica nacional ainda é muito tímida, quando analisada
a disponibilidade de matéria-prima e o desenvolvimento
tecnológico na área da bioenergia no País. Se for dado o
real valor ao setor por meio das tarifas justas, os desafios da
geração mais limpa com biocombustíveis serão alcançados
mais rapidamente. As perspectivas são muito grandes entre
todos os agentes que operam no setor.
A exportação de energia elétrica pelas usinas de cana é
atualmente feita por cerca de 25% das mais de 400 unidade
existentes no Brasil. A barreira no setor sucroenergético é
claramente tarifária, pois as tecnologias de alta eficiência,
como as caldeiras de alta pressão, têm sido introduzidas
com sucesso na reforma do parque gerador das usinas, e
não falta matéria-prima. A palha da cana (que dispõe de
oferta de quantidade igual à do bagaço) ainda não é usada
em misturas com o bagaço na geração de energia, sendo
assim, um combustível ainda subutilizado. O setor florestal
e as indústrias de base florestal com seus resíduos, com
destaque para o setor de celulose, podem aumentar muito
A BIOMASSA PArA GErAçãO DE ENErGIA ELÉTrICA
sua capacidade geradora. O Brasil está aumentando sua
produção de celulose e instalando grandes plantas. Esse setor
opera com alta tecnologia na geração, sendo suas caldeiras de
altíssima pressão, acima de 100 atmosferas, leito fluidizado e
outras tecnologias avançadas. As florestas energéticas estão
sendo plantadas e a perspectiva de ampliação das áreas é
grande. O biogás, que já aparece timidamente na geração,
é proveniente de aterros sanitários, de lodo de esgoto em
ETE´s e de resíduos agroindustriais. O potencial para essa
fonte é ainda desconhecido no Brasil. Cenário semelhante
pode ser encontrado com a casca de arroz, que ainda não
teve seu grande potencial explorado, principalmente no
estado do Rio Grande do Sul (embora o arroz seja produzido
em todo o País).
Em termos de tecnologias de conversão da biomassa
em bioeletricidade, já existe disponibilidade de sistemas
completos de geração termelétrica com engenharia nacional
ou em parceria com empresas estrangeiras. Os processos
mais convencionais, como o ciclo a vapor, usam caldeiras de
pressão acima de 65 atm. As tecnologias de gaseificação,
para alimentar ciclos combinados de turbinas a gás e a vapor
simultaneamente, ainda esperam por projetos demonstrativos.
Os sistemas de geração com motores de ciclo Otto, queimando
biogás, já existem em reduzido número no País, mas poderão
ser largamente difundidos tanto para uso urbano em aterros
sanitários e estações de tratamento de esgoto, como no meio
rural para resíduos animais ou para resíduos da agroindústria
de milho, cana e outras. A queima simultânea de combustíveis,
fósseis e biocombustíveis, que é conhecida como co-firing
e que já é comercialmente praticada em outros países (com
base principalmente na geração com carvão mineral) chegará
ao Brasil rapidamente. Essa tecnologia poderá, por exemplo,
queimar a palha de arroz deixada no campo com o carvão
mineral e com gás natural também. As tecnologias para uso
e geração de energia com resíduos sólidos urbanos terão
incentivos baseados na Política Nacional de Resíduos Sólidos
(PNRS) que poderá mudar radicalmente não somente o
panorama dos aterros sanitários, mas também a geração para
áreas urbanas com esse novo combustível.
Por José Dilcio Rocha, pesquisador da Embrapa Agroenergia,
Brasília-DF e professor do Mapgro, EE-SP/FGV.
42
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E N E R G I A E L É T R I C A
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da energia de base como despacho prioritário, po-
rém com uma participação crescente das energias
renováveis alternativas. Em alguns momentos do dia
haverá inclusive oferta de energia renovável superior à
demanda – esta sobra de energia pode ser armazena-
da ou redistribuída para outros locais e utilizada para
gerenciamento de crises energéticas, desativando as
térmicas durante os picos de consumo.
A Figura 5 propõe um modelo com despacho
priorizado das energias renováveis flutuantes (supe-
rando 25% de participação) e redução da energia
de base. Nesse modelo, as fontes térmica a carvão
e nuclear compõe a energia de base, mas operando
com capacidade reduzida ou totalmente desativadas
em momento de grande produção renovável – como
abundância de sol e vento. Assim, o despacho das re-
nováveis é garantido.
2.1.2. CApACIdAdE INsTALAdA E
poTENCIAL fuTuRos
As fontes renováveis possuem altos potenciais
de geração no Brasil, mas ainda há barreiras técnicas
e econômicas que precisam ser superadas para per-
mitir uma participação maior dessas fontes na matriz
elétrica nacional. A Tabela 5 apresenta os potenciais
técnicos das principais fontes de energia no Brasil e
seu potencial de mercado, representado pelos apro-
veitamentos atuais no País. As maiores potencialida-
des teóricas nacionais são representadas pela energia
solar, eólica e hídrica, respectivamente.
Conforme citado anteriormente, de acordo
TABELA 5: POTENCIAIS BrASILEIrOS DE FONTES ENErGÉTICAS. Fonte: compilação própria (reFerênciaS na tabela)
1o LEILão dE ENERGIA A-5 / 2013 – REsuLTAdo fINAL
foNTE ENERGÉTICA poTENCIAL TEóRICo/TÉCNICo (mW)
REfERêNCIA poTENCIAL REALIzÁvEL/dE mERCAdo
Hidrelétricas de grande porte
Pequenas hidrelétricas
Solar concentrada (CSP)
Eólica onshore
Eólica offshore
Solar fotovoltaica (PV)
Biomassa (bagaço de cana)
Oceânica
* Potenciais preliminares (dados não publicados oficialmente)
260.000
25.000
50.000*
300.000
300.000*
950.000*
30.000
114.000
MME/EPE
MME/EPE
CSP Roadmap
Eletrobrás
Proventos
-
Única
Coppe
30%
30%
-
20%
-
-
30%
-
43www.fgv.br/ces/epc
com o Atlas Solarimétrico do Brasil (Amarante et
al, 2001), o País apresenta média anual de radiação
global entre 1.642 e 2.300 kWh/m²/ano. Isso signi-
fica que, teoricamente, se apenas 5% de toda essa
energia fosse aproveitada, toda a demanda brasi-
leira atual por eletricidade poderia ser atendida, ou
seja, 498,4 TWh (demanda registrada em 2012). A
energia solar também recebeu um impulso signifi-
cativo representado pela publicação, em dezembro
de 2012, da resolução 482 da Aneel, que permite a
microgeração residencial de energia.
Em seguida, a energia eólica tem um potencial
nacional estimado em 143 mil MW, segundo o Atlas
Eólico Nacional (Amarante et al, 2001) e reavaliado
para valores superiores a 300 mil MW de acordo com
os levantamentos estaduais em curso, considerando
apenas turbinas onshore. A potência instalada contra-
tada em 36 meses, de dezembro de 2009 a dezembro
de 2012, foi de 7.073,4 MW (Abeeolica, 2012).
O potencial teórico brasileiro para a geração
hidrelétrica em usinas de grande porte (uHEs supe-
riores a 30 MW) supera os 260 mil MW (EPE; MME,
2011), dos quais boa parte se concentra na região
Norte do País. O potencial para pequenos apro-
veitamentos hidrelétricos (PCHs e usinas de até 30
MW) é estimado em 25.913 MW no Brasil (Tiago et al,
2007), com melhor distribuição entre as regiões do
País, sendo 27% na região Sudeste, região de maior
demanda energética. Além deste potencial, outros
330.135,39 GWh provenientes de fontes hídricas já
são aproveitados atualmente.
A energia de biomassa vale-se de diferentes pro-
cessos para a geração elétrica, sendo o potencial mais
notável o da cogeração a bagaço e palha de cana-de-
-açúcar. Considerando uma produção nacional estima-
da de 1 bilhão de toneladas de cana-de-açúcar até a sa-
fra de 2020/21, poderia-se produzir cerca de 14 mil MW
médios de eletricidade, segundo a união da Indústria
de Cana-de-Açúcar (única, 2012).
Por fim, a energia oceânica, representada pela
energia das ondas, poderia atingir 114 mil MW, consi-
derando a extensão da costa brasileira (Estefen, 2012).
2.2. EmIssõEs dE GEE do sIsTEmA
INTERLIGAdo NACIoNAL
Conforme descrito no capítulo 2.2.1, as emissões
de gases de efeito estufa (GEE) representam um dos
fatores ambientais de grande impacto mundial, sen-
do que cada fonte energética têm um potencial dife-
rente de influência nas questões climáticas. Sabe-se
que as fontes renováveis possuem menor emissão de
GEE associada e que as fontes não renováveis podem
gerar grandes quantidades de emissões de GEE na
geração elétrica.
No cenário brasileiro, o setor de energia (consi-
derando todas as fontes, não apenas a energia elé-
trica) representava apenas 16% do total de emissões
nacionais em 2005. Com o avanço das reduções das
emissões dos demais setores e, principalmente, pela
redução das taxas de desmatamento no País, as pro-
jeções indicam que em 2010 o setor energético já re-
presentava 32% das emissões nacionais e representará
27% em 2020. A Figura 6 indica a transição dos setores
do inventário nacional de 2005 e a projeção para 2020.
Atualmente, o Sistema Interligado Nacional (SIN)
brasileiro é composto por diversos atores que geram
FIGURA 6: EMISSõES DE GEE DO BrASIL POr SETOr: 2005 E PrOJEçãO PArA 2020. Fonte: mcti, 2013.
57%
16%
6%
20%43%
27%
7%
23%
mUdanÇa do USo da terra enerGia
aGroPecUÁria indÚStria de reSÍdUoS
1990
3,53,2
2,2
Gt co2e
2O INVENTÁRIO NACIONAL
ProJeÇÃo 2020
3,0
2,5
2,0
1,5
1,0
0,5
0,01995 2000 2005 2010 2015 2020
44 www.fgv.br/ces/epc
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E N E R G I A E L É T R I C A
energia a partir de fontes renováveis e não renová-
veis. Por se tratar de um sistema único interligado (à
exceção dos sistemas isolados que estão localizados
principalmente na região Amazônica, e representam
apenas 1,7% do consumo total de energia no País11
e 3,4% da capacidade de produção nacional12), são
consideradas as fontes que suprem tanto o mercado
cativo quanto o mercado livre, sendo praticamente
impossível identificar a fonte geradora para cada con-
sumidor do sistema. Apesar de o Operador Nacional
do Sistema (ONS) manter registros de todas as usinas
que operaram durante o ano e quanto foi gerado por
cada uma diariamente, esses dados não são públicos.
São divulgadas apenas informações agregadas por re-
gião do País ou tipo de fonte geradora como no Banco
de Informações de Geração (BIG) da Aneel. Por conta
disso, os consumidores não conseguem desagregar a
informação disponível, a ponto de ser possível identifi-
car a origem e o tipo de energia que recebem através
do SIN. Assim, para saber qual é o fator de emissão
do SIN (FE SIN), ou seja, quanto foi emitido de GEE
para cada unidade de energia gerada no ano, são con-
sideradas todas as usinas que geraram energia no ano
em questão e que utilizaram o SIN para transmissão e
distribuição de energia.
Para cálculo do FE SIN, o Ministério da Ciência,
Tecnologia e Inovação (MCTI) utiliza-se de dados diá-
rios de geração de energia elétrica das unidades gera-
doras ligadas ao SIN. A quantidade de CO2 associada
à geração de energia elétrica é calculada a partir da
média das emissões da geração, levando em conside-
ração todas as usinas que estão gerando energia e não
somente aquelas que estejam funcionando na mar-
gem13. Se todos os consumidores de energia elétrica
do SIN calculassem as suas emissões multiplicando a
energia consumida por esse fator de emissão, o soma-
tório corresponderia às emissões efetivas da geração
da eletricidade do SIN no período (MCTI, 2008). Os da-
dos calculados mensalmente são divulgados no site do
MCTI e devem ser utilizados, por exemplo, para a con-
tabilização das emissões de GEE de uma organização
que consome energia da rede (SIN) em seu inventário
de emissões de GEE. O método de cálculo desse fator,
porém, não está publicamente disponível.
Sabe-se que as fontes renováveis de energia (hí-
drica, solar e eólica) e as fontes nucleares não geram
emissões diretas de GEE na geração de energia, con-
trariamente às fontes não renováveis como as térmicas
(fóssil e biomassa). Como para o cálculo do FE SIN são
contabilizadas todas as fontes conectadas ao siste-
ma, sendo que o MCTI considera que não há emissão
de GEE associada à operação das fontes renováveis.
Quanto maior o valor do FE SIN registrado, maior
será a contribuição de fontes não renováveis (exceto
as nucleares) de energia na matriz nacional. É possível
analisar portanto, a partir do FE SIN, as tendências do
cenário nacional à inclusão ou não de fontes fósseis na
geração de energia.
Segundo dados da u.S. Energy Information Ad-
ministration (EIA), o Brasil é o 16º país no ranking de
emissões de GEE associadas à energia elétrica (fator
médio calculado entre 1999 e 2002, em tCO2/MWh).
Enquanto foram registradas 0,093 tCO2/MWh para o
Brasil, países que também têm investido em geração
renovável de energia como Alemanha, Espanha e rei-
no unido registraram valores médios muito superiores,
como pode ser visto na Tabela 6, a seguir.
É interessante observar que o dado mais recen-
te publicado pelo Brasil é de 0,0653 tCO2/MWh (mé-
dia para o ano de 2012), o que o coloca em posição
ainda melhor no cenário mundial. Porém, esse valor
é praticamente o dobro do valor registrado em 2006
pelo SIN, sendo visível um aumento do valor do FE do
SIN ao longo dos anos, consequência do aumento da
participação de fontes não renováveis na geração de
eletricidade no País. A Tabela 7 retrata a evolução do
fator de emissão do SIN brasileiro no período de 2006
a 2012 (valores calculados e publicados pelo MCTI).
Conforme pode ser observado, o fator de emissão
nacional já registrou valores muito menores em anos
TABELA 6: FATOrES DE EMISSãO POr PAíS – VALOrES MÉDIOS ENTrE OS ANOS 1999 E 2002. Fonte: compilação própria – international
electricity emiSSion FactorS by country, 1999-2002, u.S. energy inFormation adminiStration (eia).
pAís fAToR dE EmIssão - mÉdIA 1999-2002 (TCo2/mWH)
CLAssIfICAção No RANkING dA EIA
Costa Rica
Brasil
Espanha
Reino Unido
Alemanha
China
0,015
0,093
0,443
0,475
0,539
0,839
8o
16o
59o
62o
75o
120o
* Valor médio parcial, considerando apenas os valores de janeiro a julho,
publicados até o momento de elaboração deste estudo.
11 Dados do ano de
2011 – Anuário
Estatístico de Energia Elétrica
(EPE, 2012).
12 Dados da ONS –
http://www.ons.
org.br/conheca_sistema/o_
que_e_sin.aspx
13Usinas funcionando na
margem se referem
as que são despachadas para
geração de energia apenas
em horário de pico.
45www.fgv.br/ces/epc
anteriores a 2012, apresentando aumento significativo
na média do ano de 2013 – aumento de 65% com rela-
ção ao valor de 2012. Esses valores refletem claramen-
te a participação cada vez mais representativa de fon-
tes fósseis de geração de energia na matriz nacional.
Tanto as variáveis ambientais (como a sazonalidade
das chuvas, períodos de seca etc) quanto as variáveis
políticas (condicionantes dos leilões de energia e os
planos de expansão da energia elétrica) e econômicas
(desenvolvimento de mercados de energia e variações
no preço do MWh) contribuem para essa tendência.
Dados do Banco de Informações de Geração
(BIG) da Aneel reforçam a tendência, como pode ser
observada a capacidade instalada de cada fonte de
energia no SIN – indicados na Tabela 8.
De maneira geral, a participação das fontes re-
nováveis de energia tem reduzido gradativamente,
passando de 83,4% em 2001 para 72% em 2010. Se
analisada a evolução do fator de emissão do SIN e
a capacidade instalada nos anos de 2009 e 2010, é
possível observar uma redução de 2% na parcela de
energias renováveis, sendo que no mesmo período
o FE SIN praticamente dobrou, tendo aumento de
208%. Isso demonstra que o aumento do FE SIN está
diretamente ligado à decisão de acionar a capacidade
instalada de fontes não renováveis para geração de
eletricidade. Em outras palavras, além do aumento de
capacidade instalada de fontes não renováveis (2%),
houve maior intensidade no acionamento de fontes
fósseis para geração de eletricidade. Alguns fatores,
como longos períodos de seca e a expansão da ge-
ração hidrelétrica a partir de PCHs a fio d’água – que
não permitem o armazenamento de água em reserva-
tórios, contribuíram significativamente para o aciona-
mento das termelétricas fósseis e deverão agravar este
cenário nos próximos anos.
Se comparado com outros países, o Brasil ain-
da apresenta vantagem competitiva com relação à
parcela de emissões de GEE associadas à geração
de energia elétrica. Porém, o crescente aumento na
participação das fontes não renováveis tende a pio-
rar o cenário, contribuindo significativamente para
TABELA 7: FATOrES DE EMISSãO DO SISTEMA INTErLIGADO NACIONAL (SIN) – VALOrES MÉDIOS ANuAIS. Fonte: miniStério da ciência, tecnologia e inovação (mcti, 2013).
ANo fE mÉdIo do sIN (TCo2/mWh)
∆%(diferença com relação
ao ano anterior)
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013*
0,0323
0,0293
0,0484
0,0246
0,0513
0,0292
0,0653
0,1079
–
-9%
65%
-49%
108%
-43%
124%
65%
BRAsIL
* Valor médio parcial, considerando apenas os valores de janeiro a julho,
publicados até o momento de elaboração deste estudo.
TABELA 8: PArTICIPAçãO DAS FONTES DE ENErGIA NA MATrIZ NACIONAL – CAPACIDADE INSTALADA. Fonte: banco de inFormaçõeS de geração (big), aneel, 2013.
CApACIdAdE INsTALAdA No BRAsIL – pARTICIpAção dAs foNTEs dE ENERGIA
RENovÁvEIsNão
RENovÁvEIsToTAL
RENovÁvEIsToTAL Não RENovÁvEIsToTAL
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
LEGENDAS: CGH – Central Geradora Hidrelétrica / EOL – Usinas Eolioelétricas / PCH – Pequena Central Hidrelétrica
SOL – Fontes Alternativas de Energia / UTE – Usinas Termelétricas / UHE – Usina Hidrelétrica / UTN – Usinas Termonucleares
UHE
82,2%
79,1%
77,4%
74,8%
75,0%
74,8%
74,7%
72,8%
70,8%
68,0%
PCH
1,1%
1,1%
1,3%
1,3%
1,4%
1,6%
1,8%
2,4%
2,8%
3,0%
CGH
0,0%
0,1%
0,1%
0,1%
0,1%
0,1%
0,1%
0,2%
0,2%
0,2%
EOL
0,0%
2,5%
0,0%
0,0%
0,0%
0,3%
0,2%
0,4%
0,4%
0,8%
SOL
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
UTE
14,0%
17,2%
18,8%
21,6%
21,3%
21,2%
21,2%
22,3%
23,8%
26,2%
SOL
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
UTN
2,6%
0,0%
2,3%
2,2%
2,2%
2,1%
2,0%
2,0%
2,0%
2,0%
100,0%
100,0%
100,0%
100,0%
100,0%
100,0%
100,0%
100,0%
100,0%
100,0%
83,4%
82,8%
78,9%
76,2%
76,6%
76,8%
76,8%
75,7%
74,1%
72,0%
16,6%
17,2%
21,1%
23,8%
23,5%
23,2%
23,2%
24,3%
25,8%
28,2%
46 www.fgv.br/ces/epc
ProPostas EmPrEsariais dE Políticas PúblicasPara uma Economia dE Baixo carBono no brasil
E N E R G I A E L É T R I C A
um aumento nas emissões de GEE. É importante ter
em mente que as energias renováveis emitem muito
menos gases de efeito estufa em toda sua cadeia,
tanto na geração, quanto na emissão indireta do
consumidor dessa energia. A partir de sistemas des-
centralizados de energia, podem também reduzir as
distâncias entre os centros de produção e às áreas de
consumo, reduzindo desperdícios na transmissão e na
distribuição. Há, portanto, grandes oportunidades a
serem exploradas no âmbito do planejamento ener-
gético nacional e que se refletirão diretamente no FE
SIN: a transparência dos dados e métodos utilizados
no cálculo desse fator; incentivos à aquisição de ener-
gia renovável no mercado livre; incentivos à geração
baseada em fontes alternativas de energia renovável,
como a eólica e a solar fotovoltaica, diversificando a
matriz nacional e aumentando sua participação são
exemplos nesse sentido.
2.3. ANÁLIsE do CENÁRIo E
pLANEjAmENTo pARA 2020
Atualmente, o planejamento energético do
Brasil é fortemente pautado pelo Plano Decenal
de Energia (PDE), documento elaborado periodica-
mente pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE).
As duas últimas edições do documento, PDE 2020
(publicado em 2011) e o PDE 2021 (publicado em
2012) refletem as previsões de consumo de energia,
composição da matriz energética e outros aspec-
tos nacionais. É interessante observar, porém, que
apesar de passar por consulta pública, a elaboração
desse documento não conta com a participação de
muitos atores do setor elétrico além da EPE e do Mi-
nistério de Minas e Energia (MME). A próxima edição
do Plano Decenal, com cenário para o ano de 2022
encontra-se disponível para consulta pública no site
da EPE14 desde outubro de 2013.
O Plano Decenal de Energia (PDE-2012/2021) pre-
vê para o ano de 2021 que a população nacional será
de 206 milhões de habitantes no ano de 2021 (cresci-
mento de 0,6% com relação ao ano de 2011). Além do
crescimento populacional, também está previsto um
crescimento significativo dos setores industrial e de
transportes, ocasionando em uma demanda cada vez
maior de energia: a previsão é um aumento de 52% do
consumo de energia per capita no período 2011- 2021.
O consumo total passará de 500,1 TWh em 2011 para
773,8 TWh em 2021. Para atender a essa demanda, o
PDE 2021 prevê um incremento de 3.000 MWhmed
ao ano (energia média gerada no intervalo de tempo
considerado), ou 4,3% a.a., totalizando 42.600 MW de
expansão do SIN ao longo dos dez anos.
No que tange a composição da matriz, o PDE
2021 prevê um aumento gradativo de todas as fontes
energéticas, mantendo praticamente estável a compo-
sição atual, conforme pode ser visto na Figura 7.
Da capacidade instalada total prevista para operar
em 2021, a maior parcela será de energias renováveis,
que somam 83,85% – com as fontes hídrica, eólica, so-
lar e biomassa –, os restantes 16,15% serão provenien-
tes de fontes não renováveis, com predominância do
gás natural (7,18%) e do óleo combustível (4,39%).
FIGURA 7: EVOLuçãO DA CAPACIDADE INSTALADA HIDrOTÉrMICA DO SIN. Fonte: plano decenal de energia 2011-2021; mme; epe, 2013.
dez 2011
dez 2012
dez 2013
dez 2014
dez 2015
dez 2016
dez 2017
dez 2018
dez 2019
dez 2020
dez 2021
200.000
180.000
160.000
140.000
120.000
100.000
80.000
60.000
40.000
20.000
Hidrelétrica
PotÊ
ncia
inSt
alad
a (m
W)
nUclear térmica oUtraS FonteS renoVÁVeiS
14Mais informações
sobre a consulta
pública do Plano Decenal de
Expansão de Energia (PDE)
podem ser obtidas no site da
EPE: http://www.epe.gov.br/
pdee/forms/epeestudo.aspx
47www.fgv.br/ces/epc
TABELA 9: EVOLuçãO DA CAPACIDADE INSTALADA POr FONTE DE GErAçãO (EM MW). Fonte: plano decenal de energia 2011-2021; mme; epe, 2013.
foNTE
NOTAS: Os valores da tabela indicam a potência instalada em dezembro de cada ano, considerando a motorização das UHE.
(a) Inclui a parte brasileira da UHE Itaipu (7.000 MW).
(b) Estimativa de importação da UHE Itaipu não consumida pelo sistema elétrico Paraguaio.
(c) Não considera a autoprodução, que, para os estudos energéticos, é representada como abatimento de carga. A
evolução da participação da autoprodução de energia é descrita no Capítulo II.
(d) Valores de capacidade instalada em dezembro de 2011, incluindo as usinas já em operação comercial nos sistemas
isolados. Fonte: ONS.
FONTE: EPE.
2011(d)
97.317
77.329
6.275
4.560
7.750
1.403
19.181
2.007
10.209
1.765
3.316
1.197
687
116.498
2012
101.057
78.959
6.200
5.009
8.908
1.981
20.766
2.350
10.209
2.845
3.482
1.395
687
121.823
2013
107.230
81.517
6.120
5.221
9.164
5.208
23.395
2.007
11.362
3.205
4.739
1.395
687
130.625
2014
111.118
83.184
6.032
5.247
9.504
7.151
27.351
2.007
12.055
3.205
8.002
1.395
687
138.469
2015
116.553
87.576
5.935
5.388
9.554
8.100
27.351
2.007
12.055
3.205
8.002
1.395
687
143.904
2016
122.616
92.352
5.829
5.448
9.604
9.383
28.756
3.412
12.055
3.205
8.002
1.395
687
151.372
2017
128.214
97.337
5.712
5.578
9.704
9.883
28.756
3.412
12.402
3.205
8.002
1.048
687
156.970
2018
134.151
101.223
5.583
5.858
10.454
11.033
28.756
3.412
12.402
3.205
8.002
1.048
687
162.907
2019
139.172
103.476
5.441
6.168
11.404
12.683
28.756
3.412
12.402
3.205
8.002
1.048
687
167.928
2020
144.889
106.499
5.285
6.688
12.304
14.113
28.756
3.412
12.402
3.205
8.002
1.048
687
173.645
2020
152.952
111.723
5.144
7.098
13.454
15.563
29.456
3.412
13.102
3.205
8.002
1.048
687
182.408
RENOVÁVEIS
HIDRO(a)
IMPORTAÇÃO(b)
PCH
BIOMASSA
EÓLICA
NÃO RENOVÁVEIS
URÂNIO
GÁS NATURAL
CARVÃO
ÓLEO COMBUSTÍVEL
ÓLEO DIESEL
GÁS DE PROCESSO
TOTAL(c)
FIGURA 8: EVOLuçãO DA CAPACIDADE INSTALADA POr FONTE DE GErAçãO EM 2013 E EM 2021, CONFOrME O PLANO DECENAL DE ENErGIA (EM%). Fonte: plano decenal de energia 2011-2021 (compilação própria); mme; epe, 2013.
CENÁRIO 2013 - MATRIZ ELÉTRICA NACIONAL(capacidade instalada)
CENÁRIO 2021 - MATRIZ ELÉTRICA NACIONAL(capacidade instalada prevista)
térmicaS17,91%
térmicaS16,15%
eólica3,99%
eólica8,53%
BiomaSSa7,02%
BiomaSSa7,38%
PcH;4,00%
PcH;3,89%
Hidro67,09%
Hidro64,05%
Da parcela renovável, aproximadamente 68%
correspondem a fontes hidrelétricas (64,05% de
uHEs e 3,89% de PCHs), 8,53% à energia eólica e
os 7,38% restantes às fontes de biomassa. É interes-
sante observar a ausência da fonte solar no cenário
previsto para 2021, principalmente considerando
o grande potencial nacional para esta fonte. Nesse
sentido, a previsão da EPE é de que haja um cres-
cimento na representatividade dessa fonte, porém
ela não consta no planejamento energético nacional
efetivamente, conforme pode ser observado na Ta-
bela 9 e na Figura 8, que indicam a evolução de cada
fonte de energia desde 2011 até 2021, em MW e em
porcentagem, respectivamente.
48 www.fgv.br/ces/epc
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O Plano Decenal de Energia 2011-2021 deixa cla-
ro que a matriz elétrica brasileira não sofrerá grandes
mudanças nos próximos 10 anos, sendo mantidas pra-
ticamente as mesmas fontes de energia, em porcen-
tagem semelhante de participação. A fonte eólica é a
única que apresenta alterações significativas, com um
acréscimo em sua capacidade instalada, passando de
3,99% em 2013 para 8,53% em 2021. Tampouco está
prevista a inclusão de novas fontes de energia, como
a solar. De maneira geral, a matriz nacional continuará
predominantemente renovável em 2021.
No mesmo período, a capacidade instalada será
acrescida em 65,9 mil MW (aumento de 57% da capa-
cidade instalada de 2011), sendo que deste montan-
te, 84% serão a partir de fontes renováveis e 16% de
fontes não renováveis. Como pode ser observado na
Figura 9 e na Figura 10, a fonte que terá maior acrésci-
mo no período será a eólica, que passará de 1.403 MW
em 2011 para 15.563 MW em 2021. Esse incremento
(14.160 MW) representa 91% da capacidade instalada
prevista para 2021, ou seja, muitos investimentos de-
verão ser feitos para que a energia eólica atinja esses
níveis de geração. Os acréscimos nas demais fontes
não representam mudanças significativas na composi-
ção da matriz nacional, sendo apenas um aumento no
volume de energia gerado (em MW).
2.3.1. EmIssõEs dE GEE NA
mATRIz fuTuRA
As emissões de GEE fazem parte da agenda cli-
mática do Brasil, que se comprometeu voluntariamen-
te a reduzir até o ano de 2020 entre 36,1 e 38,9% suas
emissões totais de GEE projetadas para aquele ano.
Esse compromisso foi anunciado em dezembro de
2009, durante a 15a Conferência das Partes (COP15) da
Convenção-Quadro das Nações unidas sobre a Mu-
dança do Clima (CQNuMC). Como parte do plano se-
torial de mitigação e adaptação às mudanças climáti-
cas, parte desta meta se refere à produção e ao uso da
energia, sendo que em 2020 as emissões desse setor
não poderão ultrapassar 680 MtCO2e – neste montan-
te estão inclusas todas as emissões relativas à queima
de combustíveis fósseis para uso da energia no País, a
saber: elétrico, energético, residencial, comercial, pú-
blico, agropecuário, transportes e industrial, e também
as emissões fugitivas.
No que diz respeito às emissões de GEE decor-
rentes da geração de energia elétrica apenas, o Plano
15As emissões de GEE
contabilizadas pelo
PDE consideram apenas as
emissões referentes à queima
de combustíveis fósseis para
a geração de eletricidade,
desconsiderando eventuais
emissões fugitivas do sistema
de transmissão e distribuição
da energia, como tampouco
emissões de reservatórios
de UHEs.
FIGURA 9: ACrÉSCIMOS NA CAPACIDADE INSTALADA POr TIPO DE FONTE, DE 2011 A 2021, CONFOrME O PLANO DECENAL DE ENErGIA (EM%). Fonte: plano decenal de energia 2011-2021; mme; epe, 2013 (compilação própria).
Hidro BiomaSSa eólica UrÂnio térmicaS
100%
90%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
mATRIz ENERGÉTICA BRAsILEIRA - pREvIsão dE CREsCImENTo (Em% poR foNTE)
29%
71%
42%
58%
91%
9%
41%
59%
34%
66%
2011 acréScimo até 2021
49www.fgv.br/ces/epc
Decenal de Energia prevê um aumento das emissões
brutas de GEE15 no período de 2005 a 2021, passan-
do de 30 MtCO2e para 69 MtCO2e – considerando as
emissões do SIN e também da energia autoproduzida.
Desse montante, dizem respeito apenas ao Sistema In-
terligado Nacional 20 MtCO2e emitidas em 2011, que
passarão a ser 31 MtCO2e em 2021. Esse aumento no
volume de emissões está diretamente relacionado ao
aumento da quantidade de energia ofertada, repre-
sentando um aumento também na participação da
fonte no cenário nacional de emissões – Figura 11.
Na Figura 11, observamos que a participação do
setor elétrico no inventário nacional de emissões de
GEE passará de 8%, em 2011, para 11%, em 2021.
Se analisados sob o aspecto relativo à quantida-
de de energia ofertada, a tendência é de aumento das
emissões absolutas de GEE referente à matriz elétrica
nacional na próxima década. Grande parte desse au-
mento se deve ao acionamento cada vez mais cons-
tante das fontes fósseis, como usinas termelétricas a
carvão, óleo combustível, gás natural e outros. Como
a previsão é de manutenção do cenário atual, com as
fontes fósseis operando na base do SIN e atendendo
às demandas dos momentos de pico de consumo
FIGURA 10: ACrÉSCIMOS NA CAPACIDADE INSTALADA POr TIPO DE FONTE, DE 2011 A 2021, CONFOrME O PLANO DECENAL DE ENErGIA (EM MW). Fonte: plano decenal de energia 2011-2021
(compilação própria); mme; epe, 2013.
Hidro BiomaSSa eólica UrÂnio térmicaS total
200000
180000
160000
140000
120000
100000
80000
60000
40000
20000
0
mATRIz ENERGÉTICA BRAsILEIRA - pREvIsão dE CREsCImENTo (Em mW)
35771
5704 14160 14058870
65910
88164
7750 1403 2007 17174
116498
2011 acréScimo até 2021
FIGURA 11: PArTICIPAçãO SETOrIAL NAS EMISSõES DE GEE DO BrASIL – COMPArATIVO 2011-2021. Fonte: plano decenal de energia
2011-2021; mme; epe, 2013.
Setor enerGético reSidencial comercial PÚBlico aGroPecUÁrio tranSPorteS indUStrial Setor elétrico total emiSSÕeS FUGitiVaS
2011
8%
25%
4%
6%3%
4%0%
0%
49%
2021
11%
26%
4%
7%6% 4%
0%0%
42%
50
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www.fgv.br/ces/epc
energético, naturalmente as emissões decorrentes da
geração de energia serão maiores em 2021. Esse fato
é concomitante ao aumento do consumo de energia,
o que pode gerar ainda mais momentos de carga
aumentada no sistema, demandando assim, maiores
períodos de operação com bases fósseis no Sistema
Interligado Nacional.
Se, por um lado, a evolução recente da fonte eóli-
ca contribui para a manutenção da representatividade
das energias renováveis em nossa matriz, a decisão de
mudar o status de operação de termelétricas fósseis
de “emergencial” para “permanente” deve impactar
consideravelmente as emissões de CO2 equivalente
do setor elétrico. Para efeito de comparação, uma
térmica movida a combustíveis fósseis emite entre
300 gCO2e/kWh gerado (no caso do gás natural) até
1.000 gCO2e/kWh (no caso de térmicas a carvão). Já
renováveis apresentam índices de emissões inferio-
res a 50 gCO2e/kWh (para energia solar, biomassa e
hidrelétricas) ou mesmo na faixa dos 10 gCO2e/kWh
(para a energia eólica, a de menor índice de emis-
sões entre todas as fontes) na geração da energia e
operação das usinas.
A descarbonização da matriz elétrica brasileira é
possível, desde que orientada por planejamento in-
tegrado definido por políticas públicas de incentivo
a fontes renováveis. A maior inserção de fontes como
biomassa e PCHs na matriz depende de condições
igualitárias de mecanismos de incentivos financeiros
nos leilões de energia. Já a energia solar depende de
incentivos para o desenvolvimento de um mercado
nacional e políticas industriais para a nacionalização
de fabricantes de painéis, o que seria um vetor de in-
dução de redução dos custos da geração de energia
por essa fonte. Por outro lado, as condições favorá-
veis de formação de preço da energia e a composi-
ção dos leilões facilitam a inserção das termelétricas
fósseis na matriz, atraindo investimentos e amplian-
do a capacidade de geração – uma situação negativa
do ponto de vista das emissões de GEE. Para que a
descarbonização da matriz seja mais efetiva, é neces-
sário adotar mecanismos para incorporar as externa-
lidades relacionadas às emissões de GEE no custo da
geração da eletricidade dessas fontes.
A política fiscal em relação a energias renováveis
precisa ser aprimorada, de forma a incentivar a gera-
ção renovável e eliminar distorções de carga tributária
que acabam penalizando a geração de fontes reno-
váveis e favorecendo investimentos em fontes fósseis.
2.3.2. ANÁLIsE do CENÁRIo
pELAs EmpREsAs dA EpC
A temática das mudanças climáticas e a matriz
elétrica nacional foram discutidas no âmbito da Pla-
taforma Empresas pelo Clima (EPC) em 2011 (foco
em eficiência energética) e 2013 (energias renová-
veis), por meio de oficinas e de um grupo de trabalho
com as empresas participantes da Plataforma.
Em exercício realizado durante um dos encon-
tros sobre a expansão da participação das fontes
renováveis na matriz elétrica brasileira, em abril de
2013, as empresas simularam qual seria o “cenário
ideal” da matriz elétrica em 2020. As premissas para
o exercício eram a consideração de todas as fontes
de energia existentes, com tecnologia conhecida
disponível atualmente no mercado, e o aumento
do consumo de energia elétrica. Também deveriam
TABELA 10: rESuLTADOS DO EXErCíCIO rEALIZADO COM AS EMPrESAS DA EPC – CENárIOS DA “MATrIZ ELÉTrICA IDEAL” EM 2020. Fonte: compilação própria – plataForma empreSaS pelo clima (epc).
foNTEs dE ENERGIA
foNTEs RENovÁvEIs foNTEs Não RENovÁvEIs
68,2%
51,0%
51,0%
47,0%
68,0%
7,1%
20,0%
10,0%
20,9%
4,4%
8,1%
10,0%
20,0%
10,0%
10,0%
0,0%
3,0%
8,0%
8,1%
7,6%
0,0%
2,0%
1,0%
1,0%
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
2,0%
1,0%
0,0%
2,0%
1,0%
7,1%
10,0%
6,0%
6,0%
7,0%
1,8%
0,2%
1,0%
1,0%
0,0%
4,6%
2,0%
2,0%
4,6%
1,0%
0,6%
0,2%
0,6%
0,4%
0,6%
0,4%
0,6%
0,4%
0,2%
0,4%
CAPACIDADE
INSTALADA
PREVISTA
PARA 2020
Plano Decenal
de Energia
(PDE 2011 - 2021)
Exercício
“Cenário ideal”
G1
G2
G3
G4
HIdRo uRâNIoBIomAssA GÁsNATuRAL
EóLICA CARvãosoLAR mARÉs GEoTÉRmICA óLEoComBusTívEL
GÁs dE pRoCEsso
óLEodIEsEL
51www.fgv.br/ces/epc
ser considerados no exercício os possíveis impac-
tos dessa matriz nos negócios de cada empresa, as
emissões de GEE, os custo da energia, outros be-
nefícios diretos e indiretos e os potenciais impactos
ambientais e sociais; sendo as questões climáticas o
ponto de partida para composição da “matriz ideal
de 2020”. A Tabela 10 apresenta os resultados do
exercício realizado.
Conforme pode ser observado, todos os cená-
rios propostos pelos grupos de empresas-membro
da EPC (G1 a G4, criados arbitrariamente apenas com
a finalidade de discutir esse tema) apresentaram uma
redução significativa da contribuição das fontes não
renováveis de energia no “cenário ideal” para 2020,
principalmente para o gás natural e o óleo combus-
tível. Ao mesmo tempo, sinalizaram um aumento da
contribuição das fontes renováveis, incluindo a ener-
gia solar na matriz e aumentando a participação de
biomassa.
Por outro lado, a previsão do PDE para o mesmo
ano não contempla algumas fontes renováveis, como
a solar e a energia de marés – ambas alternativas em
que o Brasil detém grande potencial energético.
Desta maneira, fica evidente a preocupação do setor
privado com as emissões associadas à energia elétri-
ca adquirida, e o interesse por uma maior diversifica-
ção da matriz elétrica brasileira e especialmente pelo
aumento da geração a partir de fontes renováveis
alternativas e complementares às utilizadas atual-
mente para suprir a demanda energética nacional.
Sabendo que a questão da segurança energética é
fundamental para garantia das atividades do setor
empresarial, a construção de uma matriz mais com-
pleta e diversa reduz a dependência de alguns re-
cursos, sendo possível a escolha da alternativa mais
viável em cada situação da relação oferta-demanda.
O resultado desse debate com as empresas re-
flete não somente a necessidade de diversificação da
matriz elétrica nacional, mas também a premência de
um maior envolvimento do setor privado e da socieda-
de civil como um todo na elaboração do planejamen-
to energético nacional. Faz-se necessário um maior
alinhamento das demandas dos consumidores, dentre
os quais as empresas, com as previsões do governo;
buscando um melhor equilíbrio e representatividade
do planejamento energético nacional em relação aos
recursos naturais, às características da demanda e da
economia brasileira e aos interesses dos compradores
e consumidores de eletricidade no País. A seguran-
ça energética do Brasil e a competitividade do setor
empresarial brasileiro no exterior em tempos futuros
dependem de investimentos em energias renováveis
alternativas. A decisão política e os investimentos ne-
cessários precisam ser feitos o quanto antes para que
a economia brasileira esteja preparada para a futura
escassez de fontes não renováveis e seja menos vul-
nerável à volatilidade dos preços dessas commodities
no mercado internacional.
Estrutura e governança do setor elétrico
BRAsILEIRo
PrOPOSTAS EMPrESArIAIS DE POLíTICAS PúBLICASPArA uMA ECoNomIA dE BAIxo CARBoNo NO BrASIL
E N E R G I A E L É T R I C A
53www.fgv.br/ces/epc
N a última década o setor elétrico bra-
sileiro sofreu várias mudanças, resul-
tando em uma estrutura e governança
com diversas peculiaridades hierárqui-
cas e comerciais, que são abordadas neste capítulo.
Anteriormente aos anos 1990, as funções básicas
do setor elétrico (geração, transmissão e distribuição)
podiam ser desempenhadas por uma mesma empre-
sa, que podia inclusive estabelecer o preço da ener-
gia, caracterizando um modelo verticalizado. Com a
separação dos processos de geração, transmissão e
distribuição, ocorreu a desverticalização do modelo
anterior, o que trouxe uma evolução, principalmente
em relação aos investimentos privados.
Além da desverticalização, neste capítulo tam-
bém é abordado o Marco regulatório do Setor Elé-
trico, criado em 2004, e a atual forma de comerciali-
zação de energia, baseada nesse marco regulatório.
3.1. EsTRuTuRA do sEToR
ELÉTRICo BRAsILEIRo
A cadeia produtiva do setor elétrico é formada,
principalmente, pelos agentes de geração, trans-
missão e distribuição (Figura 12). Essa estrutura
decorre da desverticalização do setor ocorrida nos
anos 1990, através do Projeto de reestruturação do
Setor Elétrico Brasileiro.
Na prática, a desverticalização significou a inde-
pendência dos agentes, que passaram a representar
negócios independentes. A regulamentação da ge-
ração e da comercialização foi flexibilizada para per-
mitir a participação de agentes da iniciativa privada
e incentivar a competição. Já a transmissão e distri-
buição, que são naturalmente centralizados e domi-
nados por uma pequena parcela de agentes, conti-
nuaram sendo considerados como serviços públicos.
Para fiscalizar e regular a cadeia produtiva do setor
elétrico o governo criou, em 1996, Agência Nacional
de Energia Elétrica, Aneel.
Além das atividades da cadeia da energia elé-
trica, o setor ainda conta com uma estrutura com-
plexa de governança, composta por diversos ato-
res. A Figura 13 ilustra a estruturação institucional
do setor elétrico.
3.1.1. GERAção
A geração é o primeiro elo da cadeia produtiva,
sendo o segmento responsável por produzir energia
elétrica e injetá-la nos sistemas de transporte (trans-
missão e distribuição), para que chegue aos consu-
midores. Os agentes de geração são organizados
nas classes abaixo:
FIGURA 12: CADEIA PrODuTIVA DO SETOr ELÉTrICO BrASILEIrO, 2013. Fonte: compilação própria
FIGURA 13: ESTruTurA INSTITuCIONAL DO SETOr ELÉTrICO, 2013. Fonte: compilação própria
poLíTICAs E pLANEjAmENTo
MMEministério de
minas e Energia
EPEEmpresa de
pesquisa Energética
AneelAgência Nacional
de Energia Elétrica
ONSoperador
Nacional do sistema
CCEECâmara de
Comercialização de Energia Elétrica
REGuLAção E fIsCALIzAção
ImpLEmENTAção
CNPEConselho Nacional
de política Energética
GERAção TRANsmIssão dIsTRIBuIção CoNsumIdoR CATIvo
ComERCIALIzAção
54 www.fgv.br/ces/epc
ProPostas EmPrEsariais dE Políticas PúblicasPara uma Economia dE Baixo carBono no brasil
E N E R G I A E L É T R I C A
Concessionário de Serviço Público de Geração:
agente titular de concessão para exploração
de ativo de geração a título de serviço público,
outorgada pela União, designada como Poder
Concedente16.
Produtor Independente de Energia Elétrica:
agente individual, ou participante de consórcio,
que recebe concessão, permissão ou autorização
do Poder Concedente para produzir energia des-
tinada à comercialização por sua conta e risco.
Autoprodutor: agente com concessão, permissão
ou autorização para produzir energia destinada a
seu uso exclusivo, podendo comercializar even-
tual excedente de energia desde que autorizado
pela Aneel.
3.1.2. TRANsmIssão
Após a energia ser gerada, esta chega às dis-
tribuidoras através das linhas de transmissão e pos-
teriormente é repassada aos consumidores finais. A
distância de um recurso energético até os centros
de consumo é um importante atributo na avaliação
de viabilidade desse processo, tanto para geradores
quanto para consumidores de energia. Para os gera-
dores, o ponto de conexão da usina à rede repercu-
te em termos logísticos, técnicos e econômicos. Para
os consumidores, impacta diretamente no preço a
ser pago pela energia elétrica, visto que os custos
pelo transporte da energia estão inclusos na conta
de luz paga pelos consumidores.
O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS)
é o órgão responsável pela coordenação e pelo
controle da operação das instalações de geração
e transmissão de energia elétrica no Sistema Inter-
ligado Nacional (SIN), sob a fiscalização e regulação
da Aneel. O SIN congrega o sistema de geração e
transmissão, permitindo o intercâmbio de energia
elétrica entre as diversas regiões brasileiras.
Em relação à questão logística, há diferentes
disposições ou configurações de transmissão de
energia do ponto de geração até o centro de con-
sumo ou de carga. As usinas hidrelétricas, principais
fontes de geração de energia no Brasil, por exemplo,
situam-se longe dos centros de consumo. As distân-
cias tornam o processo de transmissão e distribuição
complexos e vulneráveis, com riscos de interrupção
do fornecimento e perda de energia, principalmen-
te no Brasil, um país com dimensões continentais.
Os equipamentos obsoletos que predominam nos
sistemas de transmissão do SIN potencializam ainda
mais esses problemas.
Ao analisarmos o aspecto da logística da trans-
missão da energia, não podemos deixar de comen-
tar sobre a geração distribuída (GD). A GD consiste
em usinas geradoras (geralmente de médio e pe-
queno porte) conectadas diretamente ao sistema
elétrico de distribuição do comprador da energia.
Se aplicam ao modelo de geração distribuída as
fontes solar, eólica, PCHs e termelétricas. Para via-
bilizar esta conexão direta, os centros geradores de
energia estão localizados geralmente próximos ao
consumidor e respectivo sistema de transmissão de
energia. Assim, o fornecimento da energia elétrica
da GD dispensa o transporte de longas distância, re-
duzindo as perdas de energia que ocorrem no pro-
cesso de transmissão.
Para geradores que estão localizados a distân-
cias maiores de seus consumidores, e que não estão
conectados ao SIN, existem arranjos de conexão de
transmissão que podem ser compartilhados. O acesso
desses geradores às instalações de transmissão de In-
teresse Exclusivo de Centrais de Geração para Cone-
xão Compartilhada (ICG) permite o compartilhamento
dos custos de acesso à rede básica entre dois ou mais
geradores (kelman, 2009). Esse arranjo vem sendo uti-
lizado por novas centrais geradoras eólicas, pequenas
hidrelétricas e usinas de cogeração a biomassa.
O sistema brasileiro hoje é composto predomi-
nantemente por linhas de baixa tensão (230 kV), que
representam 45% das linhas em operação. Outra
parcela predominante do sistema é composto por
linhas de tensão de 500 kV (33%), sendo que apenas
3% das linhas permite tensões de 750 kV ou maiores,
conforme pode ser observado no Gráfico 1.
A configuração do sistema de transmissão pre-
judica o fornecimento da energia, uma vez que as
perdas técnicas na transmissão são grandes: cerca de
20% de toda energia é desperdiçada no processo de
transmissão e distribuição, segundo o relatório O se-
tor Elétrico Brasileiro e a Sustentabilidade no Século
21. No Chile e na Europa, esta perda é de 6% e 7%,
respectivamente. As perdas têm relação direta com
a tensão da linha: quanto maior a tensão, menor a
perda de energia transportada.
As perdas de energia são classificadas como
16 Para fins dispostos
em lei, considera-se
Poder Concedente: a União,
o Estado, o Distrito Federal
ou o Município, em cuja
competência se encontre o
serviço público, precedido
ou não da execução de obra
pública, objeto de concessão
ou permissão.
55www.fgv.br/ces/epc
técnicas e comerciais e refere-se a quantidade de
energia injetada no sistema elétrico, mas não fa-
turada. As perdas comerciais decorrem de furto,
fraude ou falta de medição da energia. Já as perdas
técnicas resultam da dissipação de energia nos con-
dutores, sendo portanto, vinculadas às característi-
cas físicas das instalações, bem com a manutenção
e qualidade dos equipamentos – no Brasil, grande
parte dos equipamentos é considerada obsoleta e
com baixa manutenção.
Diante da significativa perda de energia pelos
processos de transmissão, o Tribunal de Contas da
união (TCu), realizou uma auditoria para avaliar a
regulação relativa às perdas elétricas em 2007. No
processo de fiscalização, o TCu buscou identificar o
impacto das perdas técnicas e comerciais nas tari-
fas de todo o sistema elétrico, assim como as ações
desenvolvidas pela Agência Nacional de Energia
Elétrica (Aneel) para reduzir e combatê-las. um dos
resultados dessa auditoria estimou que o impacto
das perdas eram muito altos, alcançando cerca de 5%
sobre o valor das tarifas pagas pelos consumidores
finais da energia. Em valores nominais, esse aumen-
to correspondia a r$ 4,7 bilhões no ano de 2007. Ao
considerar a parcela de energia não faturada e o res-
pectivo imposto que não foi recolhido, conclui-se que
os cofres públicos deixaram de arrecadar cerca de
r$ 10 bilhões (11% do faturamento anual do setor elé-
trico), somente naquele ano (TCu, sem data). Como
resultado, o Acórdão TCu no 2.211/2008-Plenário17
recomendou que os mecanismos que poderiam con-
tribuir para a redução das perdas elétricas do sistema
(estipulados pela Aneel) fossem efetivamente imple-
mentados pelo órgão regulador.
uma nova tecnologia vem ganhando destaque
na transmissão de energia: a uAT - ultra-Alta Tensão,
é a tecnologia mais indicada para transporte de ener-
gia de longas distâncias, característica fundamental
no Brasil. A uAT permite um fluxo de energia maior
no sistema de transmissão (acima de 800 kV), gerando
maior eficiência pela redução de perdas técnicas no
transporte da energia.
Através do Centro de Pesquisa em Energia Elé-
trica (Cepel), ligado a Eletrobrás, o governo brasileiro
vem estudando a adoção da uAT nas linhas de trans-
missão do País a partir do ano de 2016. Nesse senti-
do, vale reforçar que 94% da malha de transmissão
do Brasil possui tensão que varia de 230 kV a 500 kV,
conforme ilustrado no Gráfico 1 anteriormente.
3.1.3. dIsTRIBuIção E CoNsumo
A energia transportada pelas linhas de trans-
missão chega aos agentes distribuidores e empre-
sas concessionárias que atendem à demanda de
energia dos consumidores cativos, distribuindo a
energia elétrica, conforme a Figura 14.
Os consumidores cativos são aqueles que de-
vem comprar energia da concessionária, com tarifas
e condições de fornecimento reguladas pela Aneel.
As distribuidoras repassam para os consumidores
cativos a energia adquirida no mercado regulado
através de leilões.
Além dos consumidores cativos, existem tam-
bém os consumidores livres e os consumidores es-
peciais. Ambos podem negociar livremente a com-
pra de energia, sendo que os consumidores livres
devem possuir uma demanda mínima de 3 MW,
com tensão de fornecimento de 69 kV. O consu-
midor especial é aquele com demanda entre 0,5 e
3 MW, e que tem o direito de adquirir energia de
qualquer fornecedor, desde que a energia adqui-
rida seja oriunda de fontes incentivadas especiais,
como eólica, PCHs, biomassa ou solar. Vale ressal-
17Acórdão TCU no
2.211/2008-Plenário
está disponível para
consulta em: http://contas.
tcu.gov.br/portaltextual/
ServletTcuProxy e
http://contas.tcu.
gov.br/portaltextual/
ServletTcuProxy.
GRÁFICO 1: ESTruTurA DA MALHA DE TrANSMISSãO DE ENErGIA ELÉTrICA POr TENSãO – BrASIL, 2012. Fonte: miniStério de minaS e energia (mme), 2013.
230 KV45%
750 KV3%
600 cc3%
500 KV33%
440 KV6% 440 KV
6%
56 www.fgv.br/ces/epc
ProPostas EmPrEsariais dE Políticas PúblicasPara uma Economia dE Baixo carBono no brasil
E N E R G I A E L É T R I C A
tar que os consumidores livre ou especial podem
comprar energia diretamente do gerador ou dos
agentes comercializadores. A Figura 15 explicita o
caminho da energia para consumidor livre ou espe-
cial, destacando que a comercialização é feita dire-
tamente com geradores ou comercializadores.
A partir do Gráfico 2, podemos notar que vem
crescendo o número de consumidores especiais, o
que é bastante favorável para expansão das fontes
renováveis no país, considerando que este tipo de
consumidor pode adquirir apenas energia de fontes
especiais incentivadas.
A Câmara de Comercialização de Energia Elétri-
ca (CCEE) é a instituição responsável por viabilizar as
operações de compra e venda de energia em todo
o SIN. Seguem as principais atribuições deste órgão:
Implantar e divulgar regras e procedimentos de
comercialização; e
Fazer a gestão de contratos do Ambiente de Con-
tratação Regulada (ACR) e do Ambiente de Con-
tratação Livre (ACL), detalhados no capítulo 4.2.
O setor elétrico conta ainda com o apoio da
Empresa de Pesquisa Energética (EPE), que tem por
finalidade desenvolver estudos e pesquisas destina-
das a subsidiar o planejamento do setor energético
nacional. A EPE desenvolve estudos não apenas fo-
cados em energia elétrica, mas também em petróleo
e gás natural e seus derivados, carvão mineral, fontes
energéticas renováveis e eficiência energética, dentre
outras (Art. 2º da Lei nº 10.847/2004). Os principais es-
tudos que embasam a tomada de decisão do Conse-
lho Nacional de Política Energética, responsável pelo
planejamento do setor elétrico, são: Plano Decenal
de Energia (PDE), Plano Nacional de Energia e Balan-
ço Energético Nacional (BEN).
3.1.4. GERAção dIsTRIBuídA
As empresas distribuidoras têm ainda outra
opção de compra de energia, como a aquisição de
energia de Geração Distribuída (GD), caracterizada
pela geração de usinas de pequeno porte conec-
tadas às redes locais de distribuição (gerenciadas
pelas próprias concessionárias). A contratação da
energia é feita por chamada pública, realizada pe-
las distribuidoras de energia. O montante total da
energia elétrica contratada nessa modalidade não
pode exceder a 10% da carga total da distribuidora.
A vantagem dessa opção sobre a compra de
energia de usinas que fazem parte do grupo da
Geração Operada Centralizadamente (usinas maio-
res de 30MW) é a economia e redução de perdas
na transmissão pelo fato das geradoras estarem
localizadas em áreas próximas ao distribuidor. Em
muitos casos, os empreendimentos de geração já
estão conectados diretamente no sistema elétrico
de distribuição do comprador. Os maiores impactos
FIGURA 14: TrANSPOrTE DE ENErGIA PArA CONSuMIDOr CATIVO. Fonte: elaboração própria.
GERAção
GERAção
TRANsmIssão
TRANsmIssão
dIsTRIBuIção
dIsTRIBuIção
CoNsumIdoR CATIvo
CoNsumIdoR CATIvo
FIGURA 15: TrANSPOrTE DE ENErGIA PArA CONSuMIDOr LIVrE/ESPECIAL. Fonte: elaboração própria.
AGENTE dE ComERCIALIzAção
57www.fgv.br/ces/epc
negativos da produção de energia hidrelétrica por
usinas de grande porte e o avanço da tecnologia
para a geração distribuída tornam essa alternativa
cada vez mais atraente para as distribuidoras.
E foi com o intuito de estimular ainda mais a ge-
ração distribuída que a resolução Normativa nº 482,
de 17 de abril de 2012 da Aneel reduziu barreiras
para instalação de geração distribuída de pequeno
porte no Brasil, possibilitando a microgeração (até
100 kW de potência), e a minigeração (de 100 kW a
1 MW de potência) interligadas à rede. A norma cria
o Sistema de Compensação de Energia, que permite
ao consumidor instalar pequenas unidades gerado-
ras em sua unidade consumidora e trocar a energia
excedente com a distribuidora local. Dessa maneira,
a conta de energia do consumidor será calculada por
meio de um sistema de compensação: a quantidade
de energia que fornecer à distribuidora (energia ex-
cedente) será descontada de sua conta de energia
futura, resultando em economia de recursos. A regra
é válida para geradores que utilizem fontes incenti-
vadas de energia (hídrica, solar, biomassa, eólica e
cogeração qualificada18). O consumidor que instalar
um sistema de micro ou minigeração distribuída será
responsável inicialmente pelos custos de adequação
do sistema de medição, necessário para implantar o
sistema de compensação. Após a adaptação, a pró-
pria distribuidora será responsável pela manutenção
do sistema, incluindo os custos de eventual substitui-
ção de equipamentos (Aneel, 2012).
Apesar desse avanço, o fato do micro ou minige-
rador poder ofertar a energia apenas para distribui-
doras locais ainda é uma limitação à expansão dessa
modalidade de geração. A possibilidade de venda
para distribuidoras mais distantes aumentaria inclusi-
ve a segurança energética, pois um número maior de
geradores estaria ao alcance dos diversos distribuido-
res do SIN, mas poderia aumentar as perdas técnicas
de energia para viabilizar estas conexões.
O planejamento para geração distribuída no Bra-
sil ainda pode ser melhorado, contemplando meca-
nismos que possibilitem sua expansão. Estes mecanis-
mos devem influenciar na formação de preço e devem
vir acompanhados de regras mais abrangentes de
comercialização da energia a partir da geração distri-
buída. A Cogen, Associação das Indústrias de Coge-
ração de Energia, defende que um dos mecanismos
necessários para expansão da GD seja a realização de
um leilão anual para atender parte da necessidade de
contratação de energia pelas distribuidoras. A organi-
zação também defende que o preço teto deste leilão,
calculado pelo Ministério de Minas e Energia, leve em
18Cogeração
qualificada: processo
de produção combinada de
calor útil e energia mecânica,
geralmente convertida total
ou parcialmente em energia
elétrica, a partir da energia
química disponibilizada por
um ou mais combustíveis.
GRÁFICO 2: NúMErO DE AGENTES POr CLASSE. Fonte: ccee, 2013.
1200
1000
800
600
400
200
0
NÚ
mE
Ro
dE
AG
EN
TEs
200824294355
130194459
200929284570
169219446
201034284593
262455485
2011413146113
313587514
2012413247144
445985592
2013443446151
4381073612
aUtoProdUtor Gerador diStriBUidor comercialiZador ProdUtor
indePendente conSUmidor eSPecial conSUmidor liVre
58 www.fgv.br/ces/epc
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E N E R G I A E L É T R I C A
um modelo de redes inteligentes ou smart grid inclui os
fluxos de energia e de informações entre os geradores,
transmissores, distribuidores, consumidores, mercado,
provedores de serviços e operador em um sistema elétrico. Os
fluxos bidirecionais e as conexões entre esses agentes formam
a base para uma gestão inteligente e dinâmica da rede de
energia. Três fatores distintos podem ser identificados nesse
modelo: energia, comunicação e tecnologia de informação/
computação. Sendo que os dois últimos são componentes
da plataforma de infraestrutura necessária para as redes de
energia inteligentes.
Em geral, em todo o mundo, a implantação dos modelos de
smart grid foi viabilizada pela articulação de ações do governo
e das agências reguladoras com o objetivo de criar um balanço
positivo entre os benefícios e os custos de investimento na
plataforma tecnológica necessária. Deve-se ressaltar, entre os
resultados positivos obtidos a partir da implantação de redes
inteligentes, os ganhos de intensidade e eficiência energética,
a redução de perdas e dos custos de operação e manutenção
nos sistemas de transmissão e distribuição de energia elétrica
e a viabilização da expansão da microgeração, especialmente
renovável. Esses resultados trazem significativos impactos
positivos para o meio ambiente incluindo a redução de
emissões obtida a partir da diminuição do consumo e da
consequente menor necessidade de expansão da capacidade
de geração. Adicionalmente, tem-se a viabilização de fontes
de geração como solar e eólica que não contribuem para a
emissão de CO2.
Desde 2008, a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel)
tem desenvolvido regulamentação específica para incentivar
a implantação das redes inteligentes no Brasil. Temas como
qualidade do suprimento de energia, telecomunicações,
medição eletrônica, tarifas de energia diferenciadas para baixa
tensão e conexão à rede de projetos de microgeração tem sido
objeto de regulação pela Aneel.
No ano de 2012, a criação do Plano de Ação Conjunta
Inova Energia, sinalizou a intenção do governo em apoiar
o desenvolvimento e a difusão de dispositivos eletrônicos,
A INSErçãO DAS rEDES ELÉTrICAS INTELIGENTES (SMArT GrIDS) NO SETOr ELÉTrICO BrASILEIrO
sistemas, soluções integradas e padrões para implementação
de redes elétricas inteligentes no Brasil. Essa é uma iniciativa
destinada à coordenação das ações de fomento à inovação e
ao aprimoramento da integração dos instrumentos de apoio
disponibilizados pelo BNDES, pela Aneel, e pela Financiadora
de Estudos e Projetos (Finep).
Diversas tecnologias relacionadas a implantação das redes
inteligentes estão se tornando mais competitivas em termos
de custos. Dessa forma, passam a ser viáveis para utilização
pelas empresas que buscam o aumento da confiabilidade do
suprimento de energia, a redução dos custos de operação
e manutenção e o incentivo ao consumo racional de energia
pelos seus clientes.
As empresas de geração e transmissão estão utilizando
sistemas de monitoramento de ativos que são capazes de
prevenir ou identificar falhas com precisão e rapidez. E as
empresas de distribuição usam medidores eletrônicos e redes
digitais, além de novos sistemas de TI e comunicação. Com
relação a microgeração, pode ser aperfeiçoada a estrutura de
tarifas de distribuição para incentivar a instalação desse tipo
de geração em áreas específicas do sistema elétrico. A adoção
de regulação que favoreça a transparência dos custos reais da
geração e entrega de energia pode favorecer o uso eficiente
por parte dos consumidores. No entanto, a grande carga
tributária e o mecanismo de formação de preços no mercado
de energia não favorecem essa transparência.
Considerando as características das redes de transmissão
e distribuição no Brasil, identifica-se um alto potencial
de benefícios com a implantação de redes inteligentes.
Com a redução dos custos da tecnologia necessária e o
aperfeiçoamento do quadro regulatório, tem-se a tendência
de aceleração da implantação de novas tecnologias que
promovam a redução de perdas e o consumo de energia mais
eficiente, viabilizando-se, portanto, os benefícios em termos de
redução de emissões e demais impactos positivos para o meio
ambiente deste novo modelo de gestão de redes.
Por Goret Pereira Paulo,
professora da Fundação Getulio Vargas (FGV).
59www.fgv.br/ces/epc
consideração os benefícios de GD, como: redução de
custos de investimentos na rede elétrica, redução de
perdas pelas linhas de transmissão e custo evitado
pelo despacho de segurança energética.
Além dos mecanismos econômicos e fiscais, a
geração distribuída depende de tecnologias espe-
cíficas para que seja possível uma melhor operacio-
nalização do sistema. Nesse contexto, as chamadas
smart grids ou redes inteligentes fazem uso da
tecnologia da informação no sistema elétrico para
ampliar a geração distribuída em diversos países do
mundo, integrando sistemas de comunicação. Essa
tecnologia envolve a instalação de sensores nas li-
nhas da rede de energia elétrica, embutidos com
chips que detectam informações sobre a operação
e desempenho da rede – parâmetros, tais como
tensão e corrente. Os sensores, então, analisam
essas informações para determinar o que é signi-
ficativo – por exemplo, se a tensão está muito alta
ou muito baixa. Quando os sensores detectam in-
formações significativas, ocorre a comunicação dos
dados para um sistema analítico central que irá ana-
lisá-los e determinar o que está errado e o que deve
ser feito para melhorar o desempenho da rede. Por
exemplo, em caso de voltagem muito alta, o soft-
ware instruirá um dos dispositivos já instalados na
rede para reduzir a voltagem, economizando assim
a energia gerada.
A smart grid apresenta três grandes benefícios.
O primeiro é a eficiência, que implica consumir me-
nos energia da empresa concessionária de energia
para fornecer um serviço com qualidade igual ou
melhor aos seus clientes, reduzindo também cus-
tos e emissões de gases de efeito estufa. O segun-
do benefício é a confiabilidade: a rede inteligente
pode detectar quando os ativos estão começando a
falhar ou estão com desempenho em declínio, infor-
mando para a concessionária, que deve repará-los
ou substituí-los antes que haja uma interrupção de
energia real. O smart grid também permite isolar
o impacto de uma falha aos clientes, de forma que
menos clientes são afetados quando há uma falha
de energia. Por último, está a integração de ponta,
que vai desde a leitura de um medidor inteligente
para interagir com o sistema de gestão do cliente
em casa, para painéis solares e para veículos elétri-
cos, que exigem a interação com a rede para obter
êxitos (Luiz, 2010).
3.2. AmBIENTEs dE mERCAdo
O mercado de energia tem se modificado nas
últimas décadas, passando de um modelo regulado
(entre 1960 e 1995), para o mercado livre (de 1996 a
2003) e finalmente chegando a modelo atual, que
congrega ambas as opções: mercado regulado (ou
cativo) e mercado livre.
No primeiro período, o Estado atuava como re-
gulador e planejador, sendo praticamente o único
investidor na expansão da geração elétrica no País.
A partir de 1996, a comercialização de energia pas-
sou a ser realizada por empresas estatais, em um
ambiente de mercado livre, mas sem competição ou
estímulos comerciais. No chamado mercado livre, o
preço da energia era definido pelas forças de ofer-
ta e demanda no mercado spot19, sendo permitidos
contratos diretos entre geradoras e distribuidoras
de energia. A ausência de incentivos de mercado e
de diversidade na oferta de energia, além da neces-
sidade maiores investimentos e planejamento para
o setor elétrico culminou, em 2004, na promulgação
da Lei Federal 10.848, que alterou profundamente a
forma de comercialização de energia elétrica no País
e definiu o Novo Marco regulatório do Setor Elétri-
co. Foram instituídos dois ambientes de mercado:
ambiente de contratação regulada (ACr) e ambien-
te de contratação livre (ACL).
No ACr comercializa-se a energia elétrica utili-
zada pelas companhias distribuidoras para atender
a seus respectivos consumidores finais. A venda de
energia no ACr é realizada por licitações, na forma
de leilões, que são regulados pela Aneel e operacio-
nalizados pela CCEE. Nesse caso, o vencedor da lici-
tação firma um único contrato de compra de energia
com todas as companhias distribuidoras que ofere-
ceram energia e que estão ligadas ao Sistema Inter-
ligado Nacional (SIN).
No ACL comercializa-se a energia elétrica para
atender aos consumidores livres e especiais, por
intermédio de contratos bilaterais livremente ne-
gociados entre as partes. Atualmente, aproximada-
mente 72% da comercialização de energia ocorre no
ambiente regulado (ACr), contra cerca de 28% no
ambiente livre (ACL) (CCEE, 2013). Os agentes de
geração, produtores independentes de energia (ou
autoprodutores) e comercializadores podem vender
energia elétrica nos dois ambientes, mantendo o ca-
ráter competitivo da geração.
19Para o setor elétrico,
mercado spot se
refere ao pagamento à vista
pela compra de energia
elétrica, com prazo curto
para entrega da remessa
comercializada.
60 www.fgv.br/ces/epc
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E N E R G I A E L É T R I C A
3.2.1. AmBIENTE dE CoNTRATAção
REGuLAdA
O ambiente de contratação regulada (ACr)
exerce importante influência na expansão da ener-
gia renovável no País. A partir desse mercado, os
agentes distribuidores passaram a adquirir energia
por leilões, podendo contar, inclusive, com um cer-
tame exclusivo de fontes alternativas. Além disso, o
leilão para garantir a energia de reserva do SIN, que
tem como objetivo aumentar a segurança do for-
necimento desse sistema, também é realizado com
fontes alternativas de energia.
referente ao planejamento, a estruturação dos
leilões é o elemento de maior relevância no que
tange incentivar fontes alternativas para geração de
energia elétrica. Desse modo, os leilões que ocor-
rem anualmente foram subdivididos em categorias
conforme a finalidade da energia leiloada:
Leilão de energia existente;
Leilão de energia nova;
Leilão de energia de fontes alternativas;
Leilão de energia de reserva; e
Leilão de projetos estruturantes.
A formulação dos leilões de energia, que são
regulados pela Aneel e operacionalizados pela
CCEE, surgiu da necessidade de expandir o setor
utilizando planejamento e instrumentos de merca-
do. Essa nova estrutura de operação do sistema
elétrico surgiu concomitantemente com a crise do
setor hídrico, em um período com baixa oferta de
energia dessa fonte. Como consequência, as demais
fontes foram incentivadas nos leilões (renováveis e
não-renováveis), em especial as fontes renováveis,
que passaram a ter certames exclusivos, resultando
em incentivos para as fontes alternativas em geral.
Através da concorrência instituída pelo proces-
so de licitação, o governo pode oferecer aos consu-
midores cativos a menor tarifa possível – a modici-
dade tarifária. Dessa maneira, os agentes geradores
apresentam nos leilões seu menor preço de energia
por megawatt-hora (r$/MWh), sendo que o vence-
dor do leilão é definido a partir do menor preço ofe-
recido para atendimento da demanda.
É importante explicar que, durante a etapa do
pré-leilão, o Ministério de Minas e Energia (MME)
define o preço teto inicial da venda de energia dos
empreendimentos (valor máximo do MWh comer-
cializado no leilão em questão), e as distribuidoras
apresentam suas demandas de energia, sendo que
estas, agregadas, constituem o grupo comprador
de energia elétrica.
LEILão dE ENERGIA ExIsTENTE
No leilão de energia existente é negociada a
venda da energia procedente de empreendimentos
já constituídos, cujo investimento inicial tenha sido
totalmente amortizado – atualmente, predomina
nesta modalidade a geração por fonte hidráulica. Os
empreendimentos que participam desse tipo de lei-
lão pertencem a empresas que foram formadas de
1960 à 1995, na lógica do Estado investidor, algumas
foram privatizadas na década de 1990, mas na maior
parte ainda são propriedades de empresas estatais.
Há duas modalidades de leilão de energia existente:
Leilão A-1: realizados no ano anterior ao ano de
entrega física da energia.
Leilão de Ajuste: visa adequar o volume de ener-
gia contratado pelas distribuidoras, tratando
eventuais desvios nas previsões feitas pelas dis-
tribuidoras em leilões anteriores com relação ao
comportamento de seu mercado.
LEILão dE ENERGIA NovA
Nos leilões de energia nova a energia negocia-
da é oriunda de empreendimentos que, em geral,
ainda não iniciaram sua etapa de construção, sendo
aberto para empreendimentos de diversas fontes.
Entretanto, os editais estabelecem preços máximos
diferenciados para cada tipo de empreendimento e
estabelecem os montantes que serão contratados
de cada fonte.
Pode-se dizer que esses leilões promovem uma
concorrência pelo mercado futuro de energia, sen-
do fundamentais para promover a expansão do par-
que gerador, uma vez que acontecem antes da data
de início de construção e operação dos empreen-
dimentos e acabam desempenhando um papel de
“investidor”. Os leilões para novas energias têm as
seguintes formatações:
Leilão A -5: usinas que entrarão em operação co-
mercial em até cinco anos; ou
Leilão A -3: usinas que entrarão em operação em
até três anos.
Nos últimos leilões de energia nova, as usinas
eólicas desbancaram as fontes térmicas na disputa,
inclusive as de gás natural. Conforme o Gráfico 3,
61www.fgv.br/ces/epc
referente ao leilão de energia nova tipo A-5, que
ocorreu em 2011, 76% da energia contratada foi
oriunda de parques eólicos.
Além do preço competitivo, outro fator que
tem impulsionado a contratação de grandes quan-
tidades de energia eólica nos últimos leilões de
energia nova, ocorridos em 2011 e 2012, é a rapidez
na construção dos parques. Em média, os parques
eólicos são construídos e tornam-se operáveis em
dois anos; em contrapartida, uTEs ou mesmo PCHs
podem demorar entre 5 e 15 anos para gerar ener-
gia, o que impossibilita estas fontes de participarem
em leilões A-3.
Entretanto, o governo excluiu as usinas eólicas
dos leilões A-5, deixando-os apenas para termelé-
tricas e hidrelétricas. O governo justifica essa medi-
da como necessária para balancear a expansão da
matriz energética no Brasil, alegando que a energia
eólica não garante a seguridade energética, devi-
do a sua dependência dos ventos, tendo, portanto,
que ser uma fonte complementar e não de base.
Também, é alegado que as usinas eólicas não pos-
suem um prazo de construção de cinco anos, con-
forme a formatação do leilão A-5.
Assim, mesmo a energia eólica sendo limpa e
com preço competitivo, ficando com preço atrás
apenas da energia hidrelétrica, a Empresa de Pes-
quisa Energética (EPE) optou por priorizar a parti-
cipação das térmicas nos leilões de energia nova.
Essa ação tem um impacto negativo na expansão da
energia eólica no País, limitando investimentos para
construção de parques geradores. Esse fato tam-
bém reflete negativamente no compromisso que o
Brasil assumiu, em 2009, para reduzir as emissões
nacionais de gases de efeito estufa (GEE), uma vez
que a geração térmica a base de carvão tem sido
priorizada em detrimento de outras fontes como o
gás natural (por terem preço mais baixo nos leilões
A-5), resultando em grandes emissões de GEE, que
poderiam ser mais baixas ou eventualmente nulas
se os investimentos fossem transferidos para fontes
renováveis de energia. Em contrapartida, o governo
promoveu em agosto de 2013 um leilão de reserva
exclusivo para energia eólica.
LEILão dE foNTE ALTERNATIvA E LEILão
dE ENERGIA dE REsERvA
Os leilões de fontes alternativas são destinados
a novos empreendimentos de fontes alternativas
de energia, ou seja, são específicos para empreen-
dimentos de fontes renováveis. Normalmente, para
esse tipo de leilão, enquadram-se como fontes alter-
nativas os projetos de biomassa, centrais eólicas e
pequenas centrais hidrelétricas (PCHs); os projetos
de energia solar ainda não representam parcela re-
levante no cenário nacional, portanto ainda não são
considerados nos leilões. Os projetos hidrelétricos
de maior porte (uHEs) não são enquadrados nessa
categoria em função do impacto ambiental que suas
barragens e área inundada representam e por serem
a principal fonte geradora no País atualmente.
No leilão de energia de reserva é contratada
energia adicional, que visa reduzir os riscos de falta
de energia elétrica, principalmente pelo desequi-
líbrio entre oferta e demanda. Portanto, o volume
de energia negociado no leilão de reserva fica dis-
ponível para eventuais momentos críticos do SIN,
quando houver demandas não previstas.
Nos últimos anos, os parques de geração eóli-
ca também têm sido destaque nesses leilões, seja
pelo número de parques participando, seja pelo
preço do MWh ofertado. O leilão de reserva ocorri-
do em agosto de 2011, o quarto desse tipo, foi um
marco para a expansão e comercialização da ener-
gia eólica, que foi contratada a um valor médio de
r$ 99,54/MWh, o que demonstra redução do pre-
GRÁFICO 3: LEILãO DE ENErGIA NOVA, TIPO A-5, 2011. Fonte: inStituto acende braSil, 2012.
BiomaSSa3%Hidrelétrica
21%
eólica76%
62 www.fgv.br/ces/epc
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E N E R G I A E L É T R I C A
ço e maior competitividade. Comparativamente, o
preço médio dessa fonte foi de r$ 144,00/MWh no
segundo leilão de energia de reserva, ocorrido dois
anos antes, em 2009. O leilão de 2011 contratou 34
novos projetos de geração eólica e 7 novos projetos
de geração de biomassa (Figura 16).
Em agosto de 2013 o governo promoveu um
leilão de reserva exclusivo de energia eólica. A ex-
clusividade desse leilão deve-se, principalmente,
ao fato de o governo ter retirado a fonte eólica do
leilão de energia nova tipo A-5. De acordo com in-
formações da EPE, foram cadastrados 655 projetos
para o leilão de 2013, sendo a potência oferecida
estimada em 16.040 MW, números recordes no País.
E o resultado foi a contratação 1.505 MW, com um
preço médio final de r$ 110,51/MWh.
Esse certame foi importante para aumentar a
confiabilidade deste tipo de energia no setor elétrico
brasileiro, pois utilizou-se de uma nova sistemática,
que aumentou o grau de confiabilidade da fonte eó-
lica. O cálculo da garantia física20, estipulou que cer-
ca de 90% da energia produzida pelos empreendi-
mentos eólicos fosse entregue – anteriormente, essa
parcela era de apenas 50%. De acordo, com Mauricio
Tolmasquim, presidente da EPE, o maior rigor do cál-
culo de energia que cada parque poderá negociar
aumentará o grau de confiabilidade da fonte eólica.
Além disso, a nova metodologia possui uma regra
que atrela a contratação de parques eólicos à garan-
tia de conexão na rede de transmissão, o que elimi-
na o risco de os empreendimentos ficarem prontos
e não terem como escoar a produção (EPE, 2013a).
Nesse contexto, podemos avaliar que os certa-
mes exclusivos para fontes renováveis, como leilão
de fonte alternativa e leilão de reserva, buscam in-
centivar a expansão da geração por meio de fontes
como a eólica e a biomassa, e também criar condi-
ções para a diversificação da matriz nacional. Entre-
tanto, observa-se que é necessário desenvolver me-
canismos que possibilitem que os empreendimentos
de energia renováveis disputem livremente com as
demais fontes, em condições de igualdade, pois, em
certas condições, a premissa da modicidade tarifária
poderia estar prejudicando as fontes alternativas.
LEILão dE pRojETos EsTRuTuRANTEs
São leilões específicos para contratação de
energia de empreendimentos classificados como
estratégicos pelo Conselho Nacional de Política
Energética (CNPE). A Lei Federal 10.848, de 2004,
adicionou ao rol de prerrogativas do CNPE a possi-
bilidade de “indicar empreendimentos que devam
ter prioridade de licitação e implantação, tendo em
vista seu caráter estratégico e de interesse público,
de forma que tais projetos venham a assegurar a
otimização do binômio modicidade tarifária e con-
fiabilidade do Sistema Elétrico” (inciso VI do Art. 2o
da Lei no 9.478, de 1997). Não há, portanto, uma de-
finição clara de quais são os critérios ou característi-
cas esperadas para classificar um empreendimento
para os leilões estratégicos. Até o momento, apenas
projetos de grandes hidrelétricas foram contratados
nesse tipo de leilão, como as usinas dos rios Madei-
ra, Santo Antônio e Jirau (realizados em dezembro
de 2007 e maio de 2008, respectivamente), além da
usina de Belo Monte (licitada em 2010).
LEILão dE TRANsmIssão
Os leilões de transmissão se constituem no ins-
trumento organizado pelo governo para conceder
às empresas o direito de construção e operação das
linhas de transmissão. Nesses leilões são definidos
o nível de qualidade e as tarifas do serviço (Instituto
Acende Brasil, 2013). Esse tipo de leilão é fundamen-
tal para o escoamento de energia licitada, em espe-
cial, daquela oriunda do leilão de energia nova, em
que o empreendimento energético ainda não possui
ligação com as linhas de transmissão.
20Garantia física:
montante, em MW
médios, correspondente
à quantidade máxima de
energia relativa à usina
que poderá ser utilizada
para comprovação de
atendimento de carga ou
comercialização por meio de
contratos, estabelecido na
forma constante da Portaria
MME nº 258, de 28 de julho
de 2008.
FIGURA 16: rESuLTADO LEILãO DE rESErVA, 2011. Fonte: epe, 2011.
1o LEILão dE ENERGIA dE REsERvA / 2011 – REsuLTAdo fINAL
foNTE pRojETos CoNTRATAdos
poTêNCIA INsTALAdA (mW)
GARANTIA físICA (mW médios)
pREço mÉdIo (R$/mWh)
Eólica
Biomassa
TOTAL
34
7
41
861,1
357
1.218,1
428,8
169,5
589,3
99,54
100,40
99,61
63www.fgv.br/ces/epc
O leilão de energia e leilão de transmissão
devem ser planejados levando em consideração a
relação direta existente entre essas atividades. En-
tretanto, o planejamento conjunto não vem ocorren-
do. Prova disso, é que editais e cronogramas para
realização dos leilões de geração e transmissão mui-
tas vezes não consideram o tempo do início de pro-
dução da energia em relação ao tempo necessário
para a construção das linhas de transmissão (princi-
palmente o tempo para o licenciamento ambiental e
devidas regularizações fundiárias). Assim, falta uma
compatibilização do planejamento de alguns leilões
de geração e transmissão, para prevenir desperdício
de energia. um exemplo da falta de gestão conjunta
entre a geração e transmissão são os 12 parques eó-
licos da região nordeste do Brasil que estão parados
pela falta de linhas de transmissão. A companhia res-
ponsável pela instalação das linhas de transmissão
apresentou três motivos para atraso na construção
das linhas: licenciamento ambiental, processo de
anuência dos órgãos do patrimônio histórico e a
questão fundiária.
Atualmente, um dos principais desafios do ONS
(responsável por regular e fiscalizar os serviços de
transmissão no Brasil) é a integração das linhas de
transmissão de energia de grandes usinas na região
Norte, como as do Complexo do Madeira e de Belo
Monte, bem como as interligações internacionais
(para importação de energia) e a inclusão das usinas
eólicas no sistema. Parte da energia produzida até o
fim do ano de 2013 pelas duas usinas do rio Madeira,
em rondônia, deixará de ser escoada para o restan-
te do País por conta dessa falta de planejamento. Se
toda a geração das usinas de Santo Antônio e de Jirau
for transmitida para o SIN, há risco de queima das tur-
binas instaladas, o que causaria prejuízos gigantescos.
Além disso, as deficiências e vulnerabilidades do
processo de transmissão em função de grande parte
da geração de energia ser produzida longe dos cen-
tros consumidores, torna as fontes alternativas mais
atraentes como solução para redes de transmissão
menos complexas, visto que as fontes alternativas de
energia promovem a geração distribuída, estando
mais próximas do centro consumidor.
3.2.2. AmBIENTE dE CoNTRATAção
LIvRE (ACL)
No Ambiente de Contratação Livre, os gerado-
res a título de serviço público, autoprodutores, pro-
dutores independentes, comercializadores, importa-
dores e exportadores de energia e os consumidores
livres e especiais têm liberdade para negociar direta-
mente a compra de energia; estabelecendo volumes,
preços e prazos de suprimento. No modelo atual de
operação do sistema, todo consumidor é cativo até
que opte por ingressar no ACL. Entretanto, para par-
ticipar desse mercado é necessário ser considerado
consumidor livre ou consumidor especial.
Os Contratos de Compra de Energia celebrados
em ACL são contratos bilaterais entre gerador e con-
sumidor, firmados sem a participação da Aneel ou da
CCEE, mas que devem ser obrigatoriamente regis-
trados na CCEE. Nesse ambiente, além do contrato
de compra é necessário que outros contratos sejam
fechados para garantia da entrega da energia, como
por exemplo o contrato com o agente distribuidor,
que não participa diretamente da transação, mas é
o agente que entrega a energia ao consumidor final.
Caso a negociação de compra e venda de
energia ocorra entre agentes de diferentes esta-
dos, não significa que a energia tenha de percorrer
as distâncias entre os agentes produtor e consumi-
dor para ser entregue, ou seja, não será instalada
uma linha exclusiva de transmissão de energia ex-
clusivamente para este fim. Nesse caso, a energia
que atenderá a demanda do consumidor será pro-
veniente do SIN. O SIN congrega os sistemas de
produção e transmissão de energia elétrica do País
e, portanto, permite a troca de energia entre as
diferentes regiões, os denominados submercados.
É importante citar que a negociação da ener-
gia elétrica, no ambiente de comercialização livre, é
feita em mercado de balcão, ou seja, as transações
comerciais ocorrem de forma desorganizadas, o que
gera assimetria de informações e baixa liquidez, não
favorecendo a formação de preços desse mercado.
Assim, a CCEE estuda a implantação a longo prazo
de uma bolsa de energia, uma Clearing House21, na
qual a negociação de energia elétrica poderá ocor-
rer através de uma plataforma eletrônica. Essa plata-
forma poderá ser integrada a de outros mercados,
como transações de carbono, eficiência energética e
gás natural. Mais informações podem ser encontra-
das no white paper: Construindo um Mercado Inteli-
gente de Energia, da CCEE.
Essa evolução do mercado livre, para um mo-
21Clearing House:
é o sistema pelo
qual as bolsas garantem
o cumprimento dos
compromissos de compra e
venda assumidos em pregão.
Pode ser uma estrutura
interna ou externa, adjunta
à bolsa. A clearing house é
responsável pelo registro
de todas as operações
realizadas, acompanhamento
das posições mantidas,
compensação financeira
dos fluxos e liquidação dos
contratos.
64 www.fgv.br/ces/epc
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E N E R G I A E L É T R I C A
delo de mercado organizado em bolsa pode ser um
grande incentivo para a expansão da energia re-
novável de fontes alternativas como solar, eólica e
PCHs no Brasil. Diante das dificuldades de viabilizar
econômica e ambientalmente grandes empreendi-
mentos hidrelétricos, os portfólios de comercializa-
ção do mercado livre têm dado cada vez mais aber-
tura para energia de fontes alternativas. Assim, vale
ressaltar que uma outra tendência do mercado livre
é o crescimento da oferta de energia renovável de
fontes incentivadas.
Outro ponto que pode fortalecer este merca-
do diz respeito às taxas de emissões de GEE as-
sociadas à energia adquirida nos ambientes livres:
a ampliação deste mercado possibilitará a inclusão
de parcelas cada vez maiores de energias renová-
veis alternativas no sistema, reduzindo as emissões
de GEE associadas à eletricidade. A partir de evolu-
ções no modelo de cálculo do fator de emissão do
SIN, será permitido aos compradores do ACL iden-
tificar a origem da energia consumida, e esses po-
derão eventualmente ser creditados pelo benefício
ambiental, especialmente em seus inventários de
emissões de GEE, ou seja, poderão comprovar sua
opção por fontes de energia renováveis e de baixo
carbono. Atualmente, por conta da ausência desse
ENErGIA, SuSTENTABILIDADE E MErCADOS
uma das maneiras mais eficientes de se promover o
desenvolvimento de uma atividade é aquela que se
dá de forma sustentável e através de mecanismos
econômicos adequados, notadamente os ancorados em
princípios de mercado. Fomentar de forma permanente, perene,
o bem-estar social integrando com inteligência questões sociais,
econômicas, energéticas e ambientais é um desafio mundial que
certamente passa pelo Brasil.
A energia e a sustentabilidade têm sido um tema amplamente
discutido no mundo todo. Vários países, preocupados com
as questões das mudanças climáticas e aquecimento global,
têm procurado a substituição de fontes fósseis para geração
de energia por fontes renováveis. Muitas vezes a introdução
de fontes renováveis tem se dado através de subsídios que,
se perpetuados, acabam por produzir sinais econômicos
distorcidos, impor elevados custos à sociedade e configurar-
se, afinal, economicamente não sustentáveis. Subsídios são
instrumentos importantes para fomento de novas atividades
econômicas ou desenvolvimento de novas tecnologias, mas
devem ser bem planejados no que diz respeito: ao que
subsidiar, em que intensidade e por quanto tempo, visto que
devem perdurar apenas o suficiente para viabilizar a introdução
de uma nova atividade. Retirado o subsídio, essa nova atividade
deve ser capaz de caminhar com pernas próprias, competindo
em iguais condições de mercado com suas concorrentes.
No Brasil, temos uma matriz energética genuinamente limpa
e renovável, o que não significa necessariamente que ela esteja
sendo desenvolvida de forma sustentável. É preciso estar
atento a essa, nem tão sutil, diferença para não se acomodar
na confortável irracionalidade da fartura dos recursos naturais
renováveis. Afora as relevantes discussões relacionadas ao
meio ambiente, contextualizo essa reflexão sob os pilares da
fundamentação econômica de mercado. Calcado nos princípios
da neutralidade, simetria de informação e liquidez, qualidades
basilares de um mercado maduro, a Câmara de Comercialização
de Energia Elétrica – CCEE lançou em novembro de 2012 o
White Paper: Construindo um Mercado Inteligente de Energia
no Brasil22. Em síntese, o documento propõe cinco ações
orientadas ao aprimoramento do mercado de energia elétrica,
tendo por base as melhores práticas de mercados mundo
afora, adaptadas à nossa realidade. Uma vez implementadas,
cria-se um ambiente seguro capaz de atrair investimentos
em geração, fomentando a expansão do mercado livre de
forma sustentável e com modicidade de preços. Ainda sob a
tríade energia-sustentabilidade-mercado, outros mecanismos
poderiam ser introduzidos, tais como: leilões de eficiência
energética, certificados de energia verde, geração
distribuída, e microgeração.
Os leilões de eficiência energética são mecanismos
de mercado capazes de trazer eficiência econômica e
sustentabilidade de forma inigualável. A energia mais barata,
sem emissão de CO2 é aquela que evitamos consumir. Assim,
programas de eficiência energética, espontâneos ou induzidos,
poderiam efetivamente compor o planejamento da expansão.
As pequenas centrais hidrelétricas, termelétricas a biomassa
ou biogás, geradores eólicos e solar têm um subsídio na forma
de desconto na tarifa de transporte que alcança também os
consumidores que adquirem essa energia. A rastreabilidade
ao longo das transações e a gestão do desconto dentro de
portfólio de contratos, assim como a cobrança pelo uso da
rede por parte da distribuidora são extremamente complexos.
Esse desconto poderia ser negociado através de Certificados
65www.fgv.br/ces/epc
benefício indireto, muitas organizações veem esse
fator como um desincentivo à aquisição de energia
renovável no mercado livre.
3.3. CoNTRATos ENTRE dIsTRIBuIdo-
REs E GERAdoREs
Para que os leilões de energia sejam opera-
cionalizados, ou seja, a geração de energia e even-
tuais novos empreendimentos sejam construídos,
devem ser firmados contratos entre distribuidores
e geradores. Esses são denominados Contratos de
Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente
regulado - CCEAr.
Os CCEArs são definidos pelo Ministério de Mi-
nas e Energia (MME), e possuem duas modalidades:
Contrato por Quantidade de Energia: aplicado,
em geral, para usinas hidrelétricas. Neste contra-
to, a distribuidora paga um valor fixo pela energia
contratada (R$/MWh). Os demais componentes,
como custos de operação e manutenção, even-
tuais riscos hidrológicos ou benefícios financeiros
são alocados ao gerador (FGV, 2011b).
Contrato por Disponibilidade de Energia: aplicado
para fontes como gás natural, biomassa e eólica.
Nesse contrato, os custos operacionais, que são
de Energia Verde – CEV, simplificando tremendamente
este processo. Cada megawatt com direito a desconto
seria transformado em um CEV, podendo ser negociado
separadamente da energia. O portador do CEV, ao apresentá-lo
na distribuidora, ganha o desconto no transporte da energia.
Assim, qualquer empresa interessada poderia adquirir esses
certificados, criando um mercado de certificados de energia
verde e consolidando os diversos nichos hoje existentes.
A Geração Distribuída – GD tem o grande apelo de ser
implementada próxima da carga de consumo, evitando a
construção de linhas de transmissão de longa distância e
consequentemente seus impactos ambientais, além da redução
nas perdas na transmissão. Com sinais econômicos adequados,
a GD poderia participar dos leilões de energia nova
contribuindo de forma sustentável no suprimento de energia.
O conceito de microgeração distribuída está associado a
microgeradores (painéis fotovoltaicos e turbinas eólicas, por
exemplo) instalados em residências e pequeno comércio na
busca da autossuficiência em energia e pelo apelo ambiental e
sustentável23. Comercialmente, a modalidade de net metering,
na qual o excedente de geração ao ser lançado na rede de
distribuição é valorado ao mesmo preço da tarifa de consumo,
tem sido bastante empregada em outros países. Ao final do
mês o consumidor é faturado pelo valor líquido entre geração
e consumo, podendo eventualmente ter um crédito (energia
injetada na rede maior do que a absorvida da rede). Iniciativas
dessa natureza devem ganhar força dentro das áreas de
concessão que possuem tarifas elevadas em que o retorno
do investimento inicial pode se dar em menor tempo.
Tanto a microgeração como a GD estão fortemente
relacionadas ao desenvolvimento das chamadas redes
inteligentes e se encaixam bem dentro do conceito de
microgrids, no qual se busca a autossuficiência dentro de uma
determinada região, com confiabilidade, redução de emissões,
diversificação de fontes e redução de custos. As microrredes
são uma maneira inteligente de integrar os recursos
renováveis no nível da comunidade, no varejo, permitindo
a participação do consumidor como um empreendedor na
geração de energia elétrica.
As iniciativas acima são exemplos de ações fundamentadas
em mecanismos de mercado e tecnologias que podem
promover o desenvolvimento sustentável de fontes renováveis
e o bem-estar social. Numa visão um pouco mais ampla, esses
benefícios podem ainda ser ampliados, capturando as sinergias
e adversidades desses mercados e promovendo a integração
dos mesmos como mostrado na Figura 1.
Por Luciano Freire, membro do Conselho de Administração da
Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE
22A versão completa do
White Paper pode ser
encontrada em http://www.
ccee.org.br/search/query/
search?q=white%20paper
23As resoluções
Aneel REN482/12
e REN505/12 são um
marco na legislação setorial
no sentido de propiciar
o desenvolvimento da
microgeração.
FIGURA 1: INTEGrAçãO DOS MErCADOS COMO FOrMA DE MAXIMIZAçãO DOS BENEFíCIOS DA SuSTENTABILIDADE.
mERCAdo dE EfICIêNCIA ENERGÉTICA
mERCAdo dE CEv E Co2
mERCAdo dE ENERGIA dE ELÉTRICA mERCAdo dE GÁs
ouTRos mERCAdos
66 www.fgv.br/ces/epc
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calculados pela EPE em função do custo variável
da usina, ficam a cargo da distribuidora, que as-
sume eventuais benefícios e riscos: caso a produ-
ção da usina (quantidade de energia gerada) seja
inferior à sua energia assegurada, a distribuidora
deverá comprar a energia que falta no mercado
de curto prazo ao preço spot; e caso a produção
seja maior que a assegurada, o excesso pertence
à distribuidora, que poderá vender o excedente
também no mercado spot de curto prazo.
Nos leilões de contratos de quantidade, a EPE
define o preço-limite (r$/MWh) para a contrata-
ção. Chamado de Custo Marginal de referência
(CMr), esse limite corresponde à maior estimativa
do custo de geração das usinas a serem licitadas.
Em sucessivas rodadas, os concorrentes submetem
lances contendo a quantidade de energia que pre-
tendem vender (em lotes de 1 MW médio) e o pre-
ço de venda. A cada rodada, o preço de venda vai
sendo reduzido até que a oferta não atenda mais à
demanda estimada (FGV, 2011b).
Nos leilões de contratos de disponibilidade, o
gerador informa à EPE o volume de geração mínima
oferecido e o Custo Operacional Variável unitário
(CVu) da usina antes do leilão. Com base nessa infor-
mação, através de simulações a EPE fornece a Garan-
tia Física da usina, uma estimativa do custo operacio-
nal e uma estimativa das transações no mercado spot
que poderão incorrer à distribuidora (FGV, 2011b).
Nesse contexto, o CVu exerce uma importan-
te influência na expansão da energia renovável no
Brasil. De acordo com a Revista Brasileira de Ener-
gia, 2010, nos modelos computacionais utilizados
na operação do SIN, os empreendimentos hidráu-
licos, e a maioria dos demais empreendimentos de
fontes renováveis são considerados com CVu igual
a zero; e os empreendimentos termoelétricos são
considerados com CVus que representam basica-
mente o custo de combustível e de operação/ma-
nutenção para geração de 1 MWh acima da geração
inflexível24. Essas informações de cunho comercial/
econômico dos empreendimentos são adicionadas
a um conjunto de informações físicas do SIN (carga
estimada, previsão de afluências nas diversas bacias
hidrológicas, características físicas dos sistemas de
transmissão e distribuição, entre outras) e utilizadas
para determinar os geradores que terão sua energia
despachada. Na decisão sobre quais geradores se-
rão despachados, procura-se maximizar a geração
de fontes com CVu igual a zero.
Assim, o CVu é de bastante importância para
parâmetros de competição nos leilões. Ao optar
por empreendimentos com CVus mais baixos, o
SIN beneficia as energias renováveis, tanto hidrelé-
tricas, como também de fontes alternativas. Assim,
menos empreendimentos termoelétricos poderão
participar dos leilões, por possuir um CVu maior do
que os de fontes alternativas e hidráulicas.
mERCAdo dE CuRTo pRAzo
Outra especificidade do mercado de energia ad-
vindo da contratação entre geradores e distribuido-
res é o Mercado de Curto Prazo. Os contratos, cele-
brados diretamente entre gerador e distribuidora no
Mercado regulado devem ser registrados na CCEE,
que realiza a medição dos montantes efetivamente
produzidos/consumidos por cada agente. As diferen-
ças apuradas, positivas ou negativas, são contabiliza-
das para posterior liquidação financeira no Mercado
de Curto Prazo, e valoradas ao Preço de Liquidação
das Diferenças (PLD). No Mercado de Curto Prazo não
existem contratos, ocorrendo a contratação multilate-
ral entre gerador e distribuidor (CCEE, 2011a).
24Geração inflexível:
usinas térmicas que
operam em regime de base e
ininterruptamente.
empresariais de políticas públicas
pRoposTAs
PrOPOSTAS EMPrESArIAIS DE POLíTICAS PúBLICASPArA uMA ECoNomIA dE BAIxo CARBoNo NO BrASIL
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E N E R G I A E L É T R I C A
As propostas foram elaboradas com base
no cenário nacional atual, considerando
as previsões de expansão do sistema
elétrico para o ano de 2020 e o cresci-
mento da demanda interna por energia. As mudan-
ças climáticas precisam ser consideradas no planeja-
mento energético nacional, e as energias renováveis
se destacam nesse contexto pelos benefícios que
oferecem ao setor empresarial brasileiro, como a
redução das emissões de gases do efeito estufa e
maior competitividade no cenário internacional.
A seguir são apresentadas propostas de polí-
ticas públicas referentes à matriz elétrica brasileira,
separadas nas diferentes áreas de interesse do se-
tor empresarial.
4.1. fAToR dE EmIssão do sIN
O fator de emissão do Sistema Interligado Na-
cional para inventários de emissões de GEE (FE SIN)
compreende atualmente todas as unidades pro-
dutoras de energia que estão conectadas ao SIN,
incluindo toda a energia gerada mensalmente no
país, seja esta comercializada no mercado cativo
seja no mercado livre.
Esse modelo não permite ao usuário rastrear a
energia adquirida, impossibilitando a identificação
da usina geradora de energia. Mesmo em casos de
aquisição de energia renovável no mercado livre, o
comprador não possui garantia de entrega da ener-
gia e tampouco consegue desagregar o volume de
energia adquirida que lhe corresponde do restante
da energia contabilizada no SIN.
Dessa maneira, o FE SIN é calculado consideran-
do o total de energia que passa pelo sistema, seja
esta proveniente de compradores cativos, seja de li-
vres. Consequentemente, ao elaborar seu inventário
de emissões de GEE, o comprador do mercado livre
não pode aplicar o fator de emissão (FE) específico da
usina da qual a energia foi adquirida, sendo necessá-
ria a aplicação do FE SIN. Essa limitação implica dire-
tamente na dinâmica do mercado livre e pode pre-
judicar os geradores com FE menores, notadamente
os de geração baseada em fontes renováveis, pois os
compradores que desejam reduzir suas emissões de
GEE mesmo se contratarem uma fonte renovável te-
rão de contabilizar as emissões pelo fator do SIN, que
é mais alto por incluir fontes fósseis. Assim, o incenti-
vo para comprar energia de fontes renováveis com o
objetivo de minimizar as emissões fica reduzido.
Visando a criação de maiores incentivos à
aquisição de energia renovável no mercado livre,
os compradores dessa energia deveriam ser credi-
tados da parcela renovável de energia adquirida,
podendo, por exemplo, descontar esta parcela de
suas emissões de GEE, contabilizando emissões
menores ou nulas.
Para que isso seja possível, propõe-se a adoção
de uma série de medidas, conforme as propostas
que seguem:
Divulgação e transparência quanto ao cálculo do
fator de emissão do Sistema Interligado Nacional
(FE SIN) pelo MCTI.
Criação de um banco de dados de fatores de
emissão específicos por usina geradora, que este-
ja disponível aos consumidores do mercado livre.
Assim, haveria fatores de emissão específicos para
cada tipo de gerador, disponíveis para consulta e
uso dos consumidores de energia elétrica para o
cálculo de suas emissões de GEE associadas.
Recálculo do FE SIN considerando apenas a
energia comercializada no mercado cativo. Esse
fator recalculado poderá refletir melhor a rea-
lidade dos mercados de energia existentes, e
seria aplicável apenas aos consumidores do Sis-
tema Interligado. Essa proposta permite que os
compradores do mercado livre possam escolher
seu fornecedor com base no fator de emissão da
usina geradora e serem creditados de emissões
reduzidas de GEE.
4.2. pLANEjAmENTo ENERGÉTICo
O Plano Decenal de Energia (PDE) e o Balanço
Energético Nacional (BEN) compõe um dos mais im-
portantes instrumentos de planejamento energético
no Brasil, sendo que as decisões tomadas pelos ges-
tores públicos, consumidores e organizações ligadas
ao setor elétrico são baseadas em suas premissas.
Para que o PDE e o BEN reflitam a realidade nacional
e permitam maior coerência com os atores relacio-
nados, é fundamental a participação ativa desses em
sua elaboração. Portanto, propõe-se:
A criação de uma instância de governança com
envolvimento dos atores e sociedade civil na ela-
boração do Plano Decenal de Energia.
um dos problemas enfrentados atualmente no
69www.fgv.br/ces/epc
setor elétrico brasileiro é a falta de planejamento
dos leilões de energia nova, que ocorrem de ma-
neira descoordenada com os leilões estruturantes
(para construção de linhas de transmissão, por
exemplo). Outro fator importante é o processo de
licenciamento ambiental dos projetos estruturantes
e das usinas geradoras, uma vez que cada projeto é
analisado separadamente, resultando na conclusão
do licenciamento em prazos que dificilmente coin-
cidem. Essa desorganização gera descompassos e
compromete os investimentos e o fornecimento de
energia a partir de fontes renováveis alternativas,
como a energia eólica, tendo como consequência
o desperdício da energia gerada que não está co-
nectada ao SIN.
As perdas técnicas do atual sistema de trans-
missão e distribuição de energia são umas das mais
altas do mundo, em torno de 20%, e estima-se que
78,5% dos equipamentos em uso atualmente no
Brasil estão obsoletos. As redes de transmissão de
energia possuem, em sua maioria, tensão que va-
ria de 230 a 500 kV quando já existem alternativas
mais modernas como a tecnologia uAT – ultra-Alta
Tensão, que permitem um fluxo de energia acima de
800 kV. O aumento da carga das linhas proporciona
a redução das perdas de energia, aumentando a efi-
ciência do sistema e, consequentemente, reduzindo
custos operacionais das perdas (que atualmente são
repassados aos consumidores de energia).
É essencial que os esforços de construção de
usinas geradoras e das respectivas linhas de trans-
missão e distribuição estejam integrados, reduzindo
as perdas operacionais e construindo um planeja-
mento elétrico consistente com as demandas do
País. Para tanto, propõe-se:
A integração do planejamento de usinas de ge-
ração e de linhas e estruturas de transmissão e
distribuição de energia, por meio de leilões pro-
gramados e diretamente relacionados entre si.
A revisão dos prazos de licenciamento ambiental
nos processos de construção das usinas novas e
também das estruturas de transmissão de ener-
gia, visando uma maior integração de projetos
relacionados e melhor compatibilidade das datas
de execução dos projetos.
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O desenvolvimento de pesquisas sobre a trans-
missão em linhas de Ultra-Alta Tensão (UAT), vi-
sando a redução das perdas operacionais e otimi-
zação das redes.
Maiores investimentos na construção de linhas de
transmissão de alta tensão, aliados à moderniza-
ção e substituição de equipamentos obsoletos da
rede de transmissão e distribuição de energia.
Incentivos para a implementação da geração dis-
tribuída, reduzindo as distâncias entre os locais
de geração e consumo de energia elétrica e, con-
sequentemente, as perdas no processo de trans-
missão e distribuição da energia.
4.3. INCENTIvos às ENERGIAs
RENovÁvEIs
De maneira geral, as fontes renováveis alter-
nativas de energia (como eólica, solar e biomassa)
precisam de incentivos para poder ampliar sua par-
ticipação na matriz elétrica nacional e firmar-se como
opções reais no fornecimento de energia e atendi-
mento à demanda do Brasil. Os incentivos são diver-
sos e transitam pelos campos regulatório e econômi-
co, e visam o aumento da competitividade do setor
empresarial brasileiro nos mercados internacionais e
o benefício climático proporcionado por essas fontes
na redução das emissões de GEE.
A seguir são apresentadas as propostas que in-
centivam o desenvolvimento das energias renováveis
no Brasil através de alterações nos processo de leilão
de energia:
Criação de leilões de energia nova específicos
para cada fonte renovável alternativa: solar, eó-
lica e biomassa.
Assim, essas fontes e suas respectivas cadeias
seriam desenvolvidas no Brasil, fomentando o mer-
cado de mão de obra especializado e a instalação de
fabricantes de equipamentos e demais componen-
tes necessários para a geração e fornecimento desta
energia ao SIN. As demais fontes já desenvolvidas e
estabelecidas no País (como as térmicas fósseis e as
hidrelétricas) não competiriam neste mercado.
Inclusão de critérios variáveis no processo de ava-
liação dos leilões de energia nova, que passarão
a considerar outros critérios, além do preço da
energia (R$/MWh). Dentre os critérios sugeridos,
poderiam ser consideradas questões ambientais e
climáticas como:
Impacto ambiental do projeto
Emissões de gases do efeito estufa associados à
energia gerada (tCO2e/MWh gerado)
Impacto social do projeto
Dessa maneira, as fontes renováveis alternativas
de energia teriam maior potencial competitivo pe-
rante as opções tradicionais.
Além dos critérios dos leilões de energia, outros
incentivos são propostos no ambiente de mercado,
conforme segue:
Incentivos e investimentos para expansão da ofer-
ta de energias renováveis no mercado livre, como:
Descontos nas tarifas de energia proveniente de
fontes renováveis, tornando estas opções mais
competitivas;
Flexibilização dos contratos de compra de ener-
gia no mercado livre, possibilitando contratos
com período inferior a 5 anos.
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