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O Planejamento Energético do Setor Elétrico Brasileiro e as Alternativas Energéticas Descentralizadas

Jim Silva Naturesa†**, Antonio Carlos Demanboro* e Carlos Alberto Mariotoni**

**Universidade Estadual de Campinas - UNICAMP Faculdade de Engenharia Civil Arq. Urb. – FEC-DRH/NIPE/UNICAMP

Área de Recursos Hídricos, Energéticos e Ambientais Grupo de Planejamento Energético e Sistemas Elétricos – GPESE

*Pontifícia Universidade Católica de Campinas –CEATEC †Faculdade de Engenharia Elétrica FAAP – Fundação Armando Álvares Penteado

jim.naturesa@gmail.com,

1. Introdução A produção e distribuição de energia elétrica no Brasil é feita predominantemente de forma

centralizada, se encontrando nas mãos de grandes concessionárias e investidores que detém grande margem para influenciar a composição de preços, os quais dificilmente seguem padrões de concorrência de mercado, devido a sua estrutura monopolista. Essa concentração de poder e de capital se reflete nos projetos de investimentos futuros, dando continuidade aos empreendimentos de macro escala.

A utilização de biomassa para geração de energia em usinas de açúcar e álcool tem sido visto como um exemplo nacional bem sucedido, por ser renovável, apesar de ter como fator negativo os impactos sócio-econômico-ambientais associados à monocultura da cana-de-açúcar (DEMANBORO et al., 2005) (DEMANBORO, 2001).

A matriz energética brasileira, diferentemente da matriz energética mundial que queima combustíveis fósseis para gerar eletricidade, é fortemente baseada na hidroeletricidade. Nesse sentido, o Brasil é visto muitas vezes como uma espécie de vanguarda mundial em termos de sustentabilidade, mas essa visão não considera que os grandes empreendimentos hidrelétricos causam enorme impacto ambiental e social. Por isso a necessidade de implantação de novas alternativas energéticas, na tentativa de inverter o modelo que em outros tempos incrementou o crescimento, mas não trouxe o tão esperado e necessário desenvolvimento sustentável, no qual é necessário contabilizar tanto os custos ambientais como os sociais. O potencial hidroelétrico brasileiro é da ordem de 390 GW. Desse potencial, já foram instalados 25% que alagaram 34.000 Km² de terras e desalojaram 200.000 famílias ribeirinhas. Também se submergem cidades com sua história e patrimônios históricos. Para atingir a sustentabilidade, ter-se-á que enfrentar uma mudança de valores, uma maneira diferente e nova de encarar a natureza (o modo de produção e consumo), pois a humanidade é totalmente dependentes dos sistemas naturais. Deve-se partir do princípio que é possível elevar o padrão de vida da humanidade, criando desenvolvimento e não necessariamente crescimento, sem destruir o meio ambiente (DALY, 1996).

No terceiro milênio o desenvolvimento é sinônimo de qualidade de vida, onde deve-se usar os recursos naturais desde que seja garantida sua perpetuação para as gerações futuras. Neste sentido, é importante discutir a possibilidade de aplicar formas de geração de energia que sejam diversificadas e descentralizadas, como as pequenas centrais hidrelétricas, eólica, fotovoltáica e hidrogênio. Além disso, deve-se pensar em implementar de forma contundente os programas de eficiência energética, que contribuam tanto para diminuir os investimentos em novas usinas como para mitigar impactos ambientais.

O presente artigo avalia as mudanças ocorridas no planejamento do setor elétrico brasileiro na última década e discute os resultados obtidos pelo Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA, pelo Programa Nacional de Conservação de Energia Elétrica, e pela implementação de Parceria Público Privada através do estudo de caso da Central Termelétrica do Aterro Sanitário Municipal Bandeirantes. 2. O Planejamento do Setor Elétrico no Brasil

O sistema de energia elétrica pode ser classificado em três grupos: termoelétricos, hidrelétricos e hidrotérmicos. O sistema brasileiro de produção de energia é um sistema hidrotérmico, com

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predominância da geração de origem hidráulica. No ano de 1970, a participação hidrelétrica na produção de energia correspondia a 91% da capacidade instalada; em 1988, atinge 96% (FORTUNATO, 1990). O planejamento de um sistema de energia elétrica tem como objetivos o estabelecimento de um nível de confiabilidade para o atendimento da demanda máxima futura e baixo custo. Os acréscimos na capacidade instalada são dimensionados a atender a demanda máxima prevista e aos requisitos de reserva de potência. A reserva de potência representa uma folga de capacidade de geração com a finalidade de manter a estabilidade e a qualidade de suprimento em situações de falhas em unidades geradoras, erros de previsão de carga, manutenções etc. (FORTUNATO, 1990). Segundo REIS & SILVEIRA (2001), o planejamento apresenta os seguintes aspectos: - As previsões da demanda futura de eletricidade; - A escolha de técnicas e tecnologias exeqüíveis de geração e de transmissão de energia elétrica; - A definição e a determinação da estrutura geral do sistema, e;

- A seleção de cenários de investimentos mais próximos do ótimo considerando a locação e o cronograma de entrada em operação dos novos equipamentos e componentes do sistema.

A expansão da geração de sistemas hidrelétricos é baseada na capacidade de atendimento ao mercado futuro. Os acréscimos de geração são dimensionados em função da capacidade de geração de novas usinas. Como as disponibilidades dessas usinas dependem das afluências futuras, a sua avaliação envolve hipóteses sobre cenários hidrológicos futuros. Esse problema pode ser resolvido de forma determinística, supondo-se a repetição das afluências do passado, ou de forma probabilística, levando-se em consideração a distribuição de probabilidades das afluências (FORTUNATO, 1990). A ordenação das alternativas é baseada na relação custo/benefício das novas usinas. Na avaliação dos custos deve-se contar todos os gastos de investimentos em equipamentos de geração e transmissão e os custos associados a sua operação, em conjunto com o sistema existente. 2.1 O Planejamento da Expansão de Sistemas de Geração

Segundo FORTUNATO (1990), os estudos de planejamento da expansão do sistema gerador possuem duas atividades distintas e que se desenvolvem paralelamente: o dimensionamento das fontes de geração e a determinação do programa de expansão do sistema. Os estudos que determinam a avaliação e o dimensionamento dos recursos energéticos disponíveis para a geração de energia elétrica devem ser realizados trinta anos antes da entrada em operação das usinas. Somam-se os estudos de inventário hidrelétrico das bacias hidrográficas, de viabilidade técnico-econômica dos aproveitamentos destacados, o projeto básico e o projeto executivo de cada aproveitamento. No Brasil, os estudos de planejamento da expansão da geração são divididos em três etapas, a saber: - Estudos de longo prazo. Analisam um horizonte de aproximadamente trinta anos e permitem identificar as linhas mestras de desenvolvimento dos sistemas; - Estudos de médio prazo. Analisam o atendimento ao mercado nos próximos quinze anos e estabelecem o programa de expansão do sistema elétrico; - Estudos de curto prazo. Apresentam o ajuste do programa de expansão do sistema em relação a mudanças das previsões de mercado, atrasos nos cronogramas de obras e restrições nos recursos financeiros (FORTUNATO, 1990). 2.2 A Expansão do Sistema de Geração

A seguir estão detalhados os procedimentos adotados nos estudos de planejamento da expansão da geração. A Tabela 1 apresenta um resumo das diferentes etapas que compõem esses estudos.

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Tabela 1 - Estudos de Planejamento da Expansão de Geração de Energia Elétrica. Etapa Características Informações

Disponíveis Decisões

Longo Prazo - Horizonte: 30 anos; - Discretização: qüinqüenal; - Periodicidade: cada 5 anos.

- Previsões de longo prazo; - Potencial energético total.

- Linhas mestras do desenvolvimento do sistema; - Custos marginais de referência; - Política industrial e tecnológica; - Programa de inventário de recursos energéticos.

Médio Prazo - Horizonte: 15 anos; - Discretização: mensal; - Periodicidade: cada 2 anos.

- Previsões a médio prazo; - Potencial energético inventariado.

- Determinação do programa de referência.

Curto Prazo - Horizonte: 10 anos; - Discretização: mensal; - Periodicidade: anual.

- Previsões de curto prazo; - Potencial energético viável.

- Ajustamento do programa de expansão de referência; - Programação financeira do setor elétrico; - Programa de estudos de projeto básico de usinas.

Fonte: Fortunato, 1990 com adaptações. 2.3 O Planejamento Indicativo - Geração

Até recentemente o Plano Decenal de Geração era definitivo; apenas não executado no caso de restrições econômicas. No planejamento indicativo, o plano é visto como uma orientação (ou sinalização) de possíveis projetos assim como sua melhor localização. Dessa forma, o planejamento serve como uma orientação para os investidores e deve cobrir um período de tempo suficiente para permitir uma avaliação econômico-finânceira (REIS, 2003). De acordo com o pesquisador REIS, o planejamento é uma abertura “no arcabouço fechado do planejamento centralizado do setor elétrico, criando espaço e oportunidade para a introdução das outras modificações e aperfeiçoamentos que tem aparecido de forma associada à evolução conceitual do processo de planejamento energético” 1, como por exemplo, o Planejamento Integrado de Recursos ou PIR. 2.4 O Planejamento Integrado de Recursos

Após a reformulação do setor elétrico brasileiro, o planejamento de expansão convencional ou determinativo recebeu diversas críticas, podendo ser destacadas: (a) a garantia de suprimento de energia elétrica a médio e longo prazo exige um esforço de planejamento, ou seja, de previsão e programação; (b) os pesados investimentos necessários à geração, transmissão e distribuição representam uma parcela significativa do investimento na região econômica servida. Percebeu-se que o planejamento voltado à oferta não é sustentável, devido às limitações dos recursos energéticos, econômicos e ambientais. Dessa forma, buscou-se um novo processo de planejamento levando em consideração tais limitações; surgiu o Planejamento Integrado de Recursos (PIR) (REIS, 2003) (GRIMONI, 2004). A metodologia do PIR tem como base a preocupação com o uso eficiente da energia. Logo, a oferta de projetos a ser analisado inclui, além daqueles referentes à geração de energia elétrica, os de eficiência e de gerenciamento de consumo. Destacam-se os projetos de conservação de energia, pois apresentam custos unitários menores que os de geração; sendo mais interessantes para o sistema e para os consumidores. Segundo REIS, “o Planejamento Integrado de Recursos pode ser entendido como o processo que examina todas as opções possíveis e factíveis, no tempo e na geografia, para responder à questão da energia, selecionando as melhores alternativas, com a finalidade de garantir a sustentabilidade socioeconômica do ente que se desenvolve” 2. 1 Reis, páginas 245 e 246. 2 REIS, página 247.

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O PIR do Setor Elétrico O Planejamento Integrado de Recursos consiste na seleção da expansão da oferta de energia

elétrica que inclui o aumento da capacidade de instalada, assim como a conservação, a eficiência energética, autoprodução (geração distribuída) e fontes renováveis (REIS, 2003). A Figura 1 apresenta um diagrama do processo do Planejamento Integrado de Recursos. Perceba que fatores externos, sociais e ambientais entram na definição do mix de recursos, diferentemente do planejamento convencional (longo e médio prazo). Outro ponto que merece destaque; para a Obtenção de Recursos o planejamento deve passar pela a aprovação do poder público com a participação pública.

Figura 1 - Planejamento Integrado de Recursos. Fonte: REIS, 2003.

A estrutura do PIR do setor elétrico apresenta as seguintes etapas (REIS, 2003): 1) Identificação dos objetivos do plano; 2) Estabelecimento da previsão da demanda (pré-GLD - Gerenciamento pelo Lado da Demanda): distinguir os fatores que afetam ou não a demanda; 3) Identificação dos recursos de suprimento e demanda; 4) Valoração dos recursos de suprimento e demanda; 5) Desenvolvimento de carteiras de recursos integrados; 6) Avaliação e seleção das carteiras de recursos; 7) Plano de ação: detalhamento do plano de aquisição de recursos para o curto prazo; 8) Interação público-privado; 9) Introdução e participação do Regulador; 10) Introdução e implantação das políticas governamentais; 11) Revisões de Regulação. No outro extremo, MAEDA (2007) propõe dez leis – as Leis da Simplicidade, para resolver problemas complexos, tais como o planejamento da expansão do sistema elétrico: 1) Reduzir – A maneira mais simples de alcançar a simplicidade é por meio de uma redução conscienciosa. 2) Organizar – A organização faz com que um sistema de muitos pareça de poucos; 3) Tempo – Economia de tempo transmite simplicidade; 4) Aprender – O conhecimento torna tudo mais simples; 5) Diferenças – Simplicidade e complexidade necessitam uma da outra; 6) Contexto – O que reside na periferia da simplicidade é definitivamente não-periférico; 7) Emoção – Mais emoção é melhor que menos;

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8) Confiança – Na simplicidade nós confiamos; 9) Fracasso – Algumas coisas nunca podem ser simples; 10) A Única – A simplicidade consiste em subtrair o óbvio e acrescentar o significado. As duas metodologias apresentadas, PIR e as Leis da Simplicidade, procuram resolver um problema sistêmico atual. Parece claro que a aplicação de qualquer uma das duas não solucionará definitivamente qualquer problema, pois um dos atores (Estado, Iniciativa Privada e Comunidade) desse processo poderá não ser beneficiado. Normalmente, espera-se um aumento na produção de energia elétrica, pressionados basicamente por questões comerciais – novos projetos, novos investimentos, novas dívidas. 3. O Novo Mercado de Energia Elétrica

A crise financeira na década de 90 levou o governo brasileiro a acelerar o processo de privatização das empresas de serviços públicos. O investimento no setor elétrico nos anos 80 foram apenas 0,8% do PIB (Produto Interno Bruto); enquanto nos anos 60 e 70, esse valor era de 2%. No começo da década de 90 o Brasil tinha 62 empresas operando no setor, sendo que o governo federal possuía 59% da capacidade de geração. Haviam 23 empresas privadas de distribuição, quase todas interligadas a rede nacional de transmissão de energia elétrica, de 1,5 milhão de quilômetros (BAER & McDONALD, 1987). A estrutura do setor passou a ser, após a privatização, composta por: (a) Ministério de Minas e Energia (MME), responsável pela elaboração das políticas globais referentes ao setor energético; (b) a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), responsável pela fiscalização das empresas concessionárias, definição da estrutura tarifária, etc e (c) o mercado atacado de energia elétrica (MAE), na qual deveria ser negociada livremente a energia do sistema interligado (ROSA et al., 1998). Segundo ROSA et al., atualmente o setor apresenta uma expressiva participação de operadoras estrangeiras de energia elétrica, associadas à fundos de pensão de empresas estatais. Sobre o processo de privatização, concluem: “... na prática, o que se observa é o retorno, em escala um pouco reduzida da situação existente no mercado elétrico brasileiro do início do século quando, por exemplo, o grupo controlador da Light controlava o mercado consumidor de eletricidade do Rio de Janeiro e São Paulo (naquela ocasião, cerca de 60% do brasileiro)” 3. O Planejamento da expansão do setor, elaborado pelo Grupo Coordenador do Planejamento dos Sistemas Elétricos - GCPS/ELETROBRÁS, passou a ser indicativo, pois a decisão de investir não é mais prerrogativa exclusiva do Estado. O Plano Decenal de Expansão 1998/2007 projetou um aumento de 36.685,4 MW na capacidade de geração do país (34.978,5 MW nos sistemas interligados e 1.706,9 MW nos sistemas isolados) (BNDES, 1998). Para o cumprimento dessas metas, foram exigidos investimentos da ordem de R$ 17,2 bilhões. De acordo com o Informe Infra-Estrutura de agosto de 1998: “Com isso, estariam abertas oportunidades de investimentos para os agentes privados da ordem de R$ 3,4 bilhões por ano” 4. A figura 1 apresenta os investimentos realizados no setor desde os anos 80 até o ano 2000. Cabe ressaltar que a falta de tais investimentos foi um dos fatores para a crise do setor elétrico no ano de 2001. A privatização do setor arrecadou US$ 30,05 bilhões. “Mas estes recursos não foram investidos na ampliação da oferta de energia elétrica. Em vez disso, foram utilizados para cumprir as metas do programa de ajuste fiscal acertado com os organismos internacionais, transferindo para o setor privado parte considerável das empresas geradoras de receita do setor elétrico” 5, conforme destaca a pesquisadora ROUSSEFF (2003).

3 Rosa et al, página 179. 4 BNDES. Informe Infra-Estrutura, página 2. 5 Rousseff, página 181 e 182.

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Investimentos no Setor Elétrico

0

2

4

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Década de 80(80-89)

Collor (90-92) Itamar (93-94) FHC 1 (95-98) FHC 2 (99-2000)

Governos

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$ B

ilhõe

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Figura 1 - Investimento no Setor Elétrico (1980 - 2000). Fonte: ROUSSEFF, 2003.

Segundo ROCKMANN & LIRIO (2007), o PIB (Produto Interno Bruto) do ano de 2001 poderia ter crescido 1,5% a mais, não fosse a crise do setor elétrico. Durante a crise foram arrecadados 20 bilhões de reais, sendo 10 bilhões em impostos para compensar as perdas das distribuidoras de energia e 10 bilhões provenientes dos cofres do Tesouro para a construção das usinas emergenciais à base de carvão e óleo. As usinas não foram utilizadas, apesar dos proprietários receberem a remuneração prevista nos contratos.

No ano de 2004, o governo criou um novo modelo para o setor, no qual espera atrair recursos privados para a expansão da geração e garantir tarifas baixas. Os elementos fundamentais do novo modelo são: a reestruturação do planejamento de médio e longo prazo; a competição na geração com a licitação da energia pelo critério de menor tarifa, o monitoramento das condições de atendimento etc. Segundo o novo modelo, “a modicidade tarifária é elemento-chave no atendimento às demandas sociais e às exigências do desenvolvimento econômico. Ele limita o self-dealing (autocontratação) ao mesmo tempo que proporciona um quadro atrativo para o investidor privado” 6. Com relação à expansão da geração, “o novo modelo possibilita que, por meio das licitações, sejam estabelecidas, no mercado, contratos de longo prazo entre quaisquer geradoras e quaisquer distribuidores. O mercado de geração passa a funcionar de forma transparente, sem barreiras à entrada de novos investidores, aumentando as oportunidades de investimento” 7. Segundo FURTADO (2005), para sustentar um crescimento do PIB de 3,5% anuais, será preciso aumentar em pelo menos 4,5% ao ano a produção de energia elétrica. A oferta de energia para os próximos cincos anos está garantida, pois existem 78 empreendimentos em construção, com um potencial de 7,6 mil MW - sendo 2,7 mil MW em termelétricas. Grande parte das termelétricas utiliza o gás natural como combustível, logo existem dúvidas quanto ao seu preço e conseqüentemente o preço final da energia elétrica gerada. O problema consiste em atrair novos investidores para o setor. Uma das formas encontradas pelo novo modelo é obrigar as distribuidoras de energia elétrica a firmar contratos de longo prazo com as geradoras, os chamados PPA (Power Purchase Agreement). Ou seja, será assegurado um contrato de compra de energia, pelo prazo mínimo de 15 anos, aos vencedores dos processos de licitação, para atender a expansão das distribuidoras. O novo modelo também exige que novos projetos hidrelétricos sejam ofertados à licitação com estudo de viabilidade técnico-econômica e licença prévia ambiental concedida, reduzindo o risco de investimento. O novo programa recebe algumas críticas. ROSA et al (1998), destacam: “Um outro aspecto refere-se ao planejamento da expansão do sistema. No sistema tradicional, não existiam grandes problemas para a arbitragem dos novos investimentos, feita com base nos custos marginais de longo prazo” 8.

6 O Novo Modelo do Setor Elétrico, página 1. 7 Idem, página 7. 8 ROSA et al, página 144.

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Sobre a necessidade de uma melhor avaliação do planejamento indicativo, NASSIF (2001) comenta: “... No caso de PPAs analisar os riscos de mercados, os riscos ambientais para classificar as centrais como viáveis, com atraso ou pouco prováveis. O modelo acaba convergindo para a avaliação de risco, tipo Moody´s. Esse é o desafio: como fazer planejamento que permita sinalizações. Com essas informações, o governo agiria preventivamente, de forma reguladora, ou licitando usinas para serviços públicos ou organizando leilão de energia emergencial” 9. Para o ano de 2007, o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) pretende desembolsar 5 bilhões de reais para a construção de pequenas e grandes usinas hidrelétricas; que acrescentarão quase 6.000 MW no início de 2008. O governo tem a intenção de iniciar dois grandes projetos: as usinas do Rio Madeira e Belo Monte – que somariam mais de 11.000 MW ao sistema a partir de 2011. O Ministério de Minas e Energia alega dificuldades em aprovar os projetos devidos aos impactos ambientais (ROCKMANN & LIRIO, 2007). A licença ambiental também é apontada como um dos entraves para novos projetos, segundo empresários que atuam no setor. De acordo com a pesquisa da Confederação Nacional da Indústria as principais dificuldades enfrentadas dos empresários são: demora na análise dos pedidos (64,5%), custos dos investimentos necessários para atender às exigências feitas pelo órgão ambiental (54,6%), custos de preparação de estudos e projetos para apresentar ao órgão ambiental (46,3%) e dificuldade de identificar e atender aos critérios técnicos exigidos (WEGRZYNOVSKI, 2006). O diretor adjunto da Diretoria de Estudos Regionais e Urbanos do IPEA (Instituto de Pesquisa Econômica Aplicada), José Aroudo Mota, detalhou os passos para conseguir um licenciamento ambiental: 1) licença prévia, 2) licença de instalação, 3) licença de pré-operação, 4) licença de operação, 5) licença ambiental, 6) licença de reformulação e 7) licença de reequipamento. Dependendo do projeto, o licenciamento é avaliado pela comunidade em audiências públicas através do Sistema Informatizado de Licenciamento Ambiental (Sislic) (WEGRZYNOVSKI, 2006). Fica claro que esse processo democrático demanda tempo e dinheiro. Em contraposição, LAMUCCI (2007) afirma que no ano de 2006 o Ministério do Meio Ambiente (MMA) concedeu o maior de licenciamentos da sua história. O número de licenças prévias, de operação e de instalação passou de 273 em 2005 para 278 em 2006. Do total de licenças, 143 foram para o setor de transporte, 85 para o de energia e 50 para o de exploração e produção de petróleo e gás. Segundo Luiz Felipe Kunz Junior, diretor de Licenciamento do MMA: “Desde 1999, o ritmo da concessão de licenciamento só teve uma redução anual, em 2003, por conta da mudança de governo e do momento de transição econômica. Naquele instante o país discutia o novo modelo para o setor elétrico brasileiro” (LAMUCCI, 2007). 3.1 Consumo de energia elétrica

Segundo SCHUFFNER (2005) a indústria acumulou uma alta de 8,7% no consumo de energia elétrica até o mês de setembro de 2005. O consumo de energia pelo setor industrial aumentou gradualmente ao longo do ano de 2005: cresceu 4,6% em janeiro, 6,6% em fevereiro, 7,8% em março, 8,2% em abril, 8,2% em maio, 9,1% em junho, 9,8% em julho, 12,5% em agosto e 11% em setembro. Por regiões, o consumo aumentou 8,7% no Sudeste/Centro-Oeste, 11,9% no Norte, 8,2% no Nordeste, 6,7% no Sul e 13,2% na parte da região Norte que é isolada do sistema. A Tabela 2 apresenta dados do mercado de energia elétrica para o período 2000 a 2004.

Conforme COIMBRA e SALGADO (2006), de dezembro de 2002 a janeiro de 2006, o preço da eletricidade subiu em média 103,8% para os grandes consumidores industriais brasileiros. Afirmam que, em 2006, os clientes industriais da CEMIG (Centrais Elétricas de Minas Gerais) receberam um aumento de 11,23% nas tarifas de energia; na área de concessão da CPFL (Companhia Paulista de Força e Luz), as industrias pagam mais 10,11% pela energia desde abril. A Tabela 3 apresenta o aumento acumulado nas tarifas de energia elétrica entre 2002 e janeiro de 2006 para as regiões do Brasil. As maiores variações ocorreram nas regiões Norte e Nordeste.

9 NASSIF.

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Tabela 2 - Mercado brasileiro de energia. Mercado Brasileiro de Energia Evolução do consumo industrial

Ano Consumo (GWh) Variação anual (%) 2000 307.500 5,3 2001 290.540 - 5,5 2002 283.260 - 2,6 2003 307.000 8,4 2004 322.400 5

Fonte: Valor Econômico e Eletrobrás, 2005 com adaptações.

Tabela 3 - Aumento acumulado nas tarifas de energia elétrica entre 2002 e janeiro de 2006 - em porcentagem. Regiões Residencial Indústria

Norte 60,38 300,23 Nordeste 49,69 154,87 Centro-Oeste 49,23 103,88 Sudeste 37,01 91,09 Sul 39,05 72,45 Brasil 40,79 103,82 Fonte: Jornal Valor Econômico, ANEEL e LCA Consultores; 12 de maio de 2006.

De acordo com STAVISKI (2006), o preço da energia elétrica gerada pela hidrelétrica de Itaipu subiu 10,3% a partir de janeiro de 2007. A nova tarifa, aprovada pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), subiu de US$ 21,5311 por quilowatt-hora para US$ 23,7524/kWh. Isto representa para o consumidor brasileiro um aumento de até 2,8% na conta de energia. O reajuste, segundo a diretoria da hidrelétrica, foi devido a diversos fatores, tais como a defasagem cambial, o aumento da inflação norte-americana, a adoção do plano de demissão voluntária etc. Cabe ressaltar que a usina de Itaipu é responsável por 25% da energia produzida no Brasil e 18 companhias distribuidoras compram sua produção; entre elas, Eletropaulo, Bandeirantes, CPFL, Elektro, Cemig, Light etc. Outro problema enfrentado pelo setor elétrico refere-se à privatização do gás - que alimenta uma série de usinas termelétricas no país, pelo governo boliviano. A Tabela 4 apresenta a disponibilidade das usinas termelétricas (UTE), acionadas pelo ONS (Operador Nacional do Sistema), para o mês de outubro de 2006. Percebe-se que apenas duas usinas (Cuiabá e Norte Fluminense) apresentaram valores próximos da disponibilidade original. A diferença, entre a disponibilidade observada e original, é de - 3.388,210 MW médios. Essa falta de gás deve-se basicamente a crise imposta pelo governo Boliviano (SCHUFFNER & RITTNER, 2006). A falta de gás resultou em um relatório elaborado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) com o objetivo de medir os impactos da retirada dessas usinas sobre o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD). O preço poderia subir em até 110% na região sudeste com a retirada das dez termelétricas que ficaram sem gás em setembro. Vale destacar que o PLD serve de referência para os preços do mercado livre. A Tabela 5 apresenta os resultados do estudo da CCEE. O relatório segue o seguinte critério (SCHUFFNER & RITTNER, 2006):

(a) Estudo curto: pressupõe substituição das usinas térmicas a gás listadas no período de 2006 a 2008, com as seguintes considerações: a partir de janeiro de 2008, disponibilidade de 352 MW para Termorio; a partir de julho de 2007, disponibilidade de 158 MW para Canoas (devido à conversão biocombustível); a partir de janeiro de 2009, implantação do GNL de forma a eliminar as restrições de fornecimento de gás.

(b) Estudo longo: pressupõe substituição das usinas térmicas a gás listadas de outubro de 2006 até dezembro de 2009.

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Tabela 4 - Disponibilidade original e observada em UTE (outubro de 2006).

UTE Disponibilidade original (MW) Disponibilidade observada (MW)

Cuiabá 480,00 480,00 Termorio 793,05 84,14 Macaé 922,61 6,46 Três Lagoas 306,00 137,14 Norte Fluminense 868,93 676,80 Eletrobolt 385,92 41,44 Ibitiré 226,00 139,94 Canoas 160,57 41,73 Uruguaiana 639,90 225,21 Termo Pernambuco 532,76 94,67 Total 5.315,74 1.927,53

Fonte: Valor Econômico, ONS e CCEE; com adaptações, 2006.

Tabela 5 – Risco anual de déficit de energia por submercado (em %)

Regiões Situação atual Ano 2007 2008 2009 2010 Sudeste 6,95 6,75 7,15 10,00 Sul 7,80 8,40 8,00 10,15 Nordeste 6,95 14,15 16,55 20,65 Norte 15,80 15,85 15,35 15,45 Estudo curto Sudeste 14,10 14,25 10,20 12,40 Sul 15,95 16,65 10,30 13,15 Nordeste 12,30 18,40 14,80 26,85 Norte 21,50 15,75 34,50 17,20 Estudo longo Sudeste 16,75 19,85 21,90 25,10 Sul 18,55 21,40 22,40 25,45 Nordeste 13,40 17,40 21,95 30,05 Norte 24,15 20,05 63,50 35,70 Fonte: Valor Econômico, CCEE, 2006; com adaptações. Da Tabela 5 percebe-se que o risco de déficit de energia para a região sudeste para o ano de 2007 é de 6,95 % na situação atual, 14,10% no Estudo curto e de 16,75% no Estudo longo. Merece destaque a região norte, com o risco de 34,50% no ano de 2009 no Estudo curto e de 63,50% no Estudo longo. 4. O Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica - PROINFA

De acordo com o Ministério de Minas e Energia (www.mme.gov.br, 2007), o PROINFA, “estabelece a contratação de 3.300 MW de energia no Sistema Interligado Nacional (SIN), produzidos por fontes eólica, biomassa e pequenas centrais hidrelétricas (PCHs), sendo 1.100 MW de cada fonte”. O programa foi criado em 26 de abril de 2002, assegurando “a participação de um maior número de estados no Programa, o incentivo à indústria nacional e a exclusão dos consumidores de baixa renda do pagamento do rateio da compra da nova energia”. Ainda segundo o Ministério, a energia produzida será adquirida pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. (ELETROBRÁS), com duração de 20 anos - contados a partir da entrada em operação. Mas segundo MAIA (2007), o programa poderá terminar o ano de 2007 com apenas 48% da sua capacidade de geração, ou seja, 1598,6 MW instalados. De acordo com os dados da ANEEL, no ano de 2006 entraram 760,4 MW (23% do total do programa) e a previsão para 2007, é de 838,2MW. A Tabela 8 apresenta os resultados do PROINFA.

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Atualmente estão sendo construídas 37 pequenas centrais hidrelétricas (PCHs) totalizando 725,2 MW e cinco usinas de biomassa com capacidade de 113 MW. Não há projetos de usinas eólicas para serem iniciados; pois, segundo MAIA (2007), o governo enfrenta resistência dos empresários, que consideram os preços oferecidos baixos em comparação aos custos. No ano de 2006, foram concluídas 15 usinas de biomassa (419,4 MW), oito PCHs (132,7 MW) e cinco usinas eólicas (208,3 MW).

Tabela 6 – Resultados do PROINFA. Balanço da quantidade de energia ofertada Potência MW

Meta 3300 Disponível em 2006 760,4 Projeção para 2007 838,2 Acumulado 2006 e 2007 1598,6 Diferença (Meta – Acumulado) 1701,4 Fonte: Valor Econômico, ANEEL, 2007; com alterações.

Em abril de 2007 o programa completa cinco anos. Se as obras citadas para o ano de 2007 forem concluídas, teremos apenas 1598,6 MW instalados. Ou seja, 319,72 MW por ano em fontes de energia alternativas. 5. O Programa Nacional de Conservação de Energia Elétrica

O objetivo do Programa Nacional de Conservação de Energia Elétrica (PROCEL) é promover a racionalização da produção e do consumo de energia elétrica. O PROCEL foi criado em dezembro de 1985 pelos Ministérios de Minas e Energia e da Indústria e Comércio, sendo gerido por uma Secretaria Executiva subordinada à ELETROBRÁS. Em 1991, o PROCEL foi transformado em Programa de Governo, tendo suas abrangência e responsabilidade ampliadas. Os principais resultados do PROCEL, para o período de 1994 a 2003, estão indicados na Tabela 7 [www.eletrobras.gov.br/procel/site/home/].

Tabela 7 - Principais resultados do Procel (1994 a 2003).

Resultados 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 Investimentos aprovados

(R$ milhões)

10

16

20

41

50

40

26

30

30

29

Energia economizada

/ geração adicional

(GWh/ano)

344

572

1970

1758

1909

1852

2300

2500

1270

1300

Redução de demanda de ponta (MW)

70

103

293

976

532

418

640

690

309

270

Usina equivalente

(MW)

80

135

430

415

440

420

552

600

305

312

Investimento evitado (R$

milhões)

160

270

860

830

880

840

2019

2818

1486

1914

Fonte: http://www.eletrobras.gov.br/procel/site/oprograma/resultados.asp

Da tabela 7 depreende-se que, durante os dez anos de programa, o total de investimentos foi de apenas R$ 292 milhões e pôde-se evitar vultosos investimentos, com uma economia de energia média de 1.573 GWh/ano. As principais áreas de atuação do programa são: comércio, saneamento, educação, indústria, edificações, prédios públicos, gestão energética municipal e iluminação pública. 5.1. Os Motores Elétricos e a Eficiência Energética Devido à crise no abastecimento de energia elétrica no ano de 2001, foi criado o Comitê Técnico para Eficientização do Uso da Energia, com o objetivo de propor medidas para a conservação e

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racionalização do uso de energia elétrica. Dentro desse plano, destaca-se o projeto de sistemas motrizes eficientes no setor industrial. Os objetivos desse projeto são o de acelerar a penetração no mercado de motores de indução trifásicos de alto rendimento e o de minimizar as perdas nos sistemas motrizes já instalados na industria brasileira. O desenvolvimento do projeto ocorre através de convênios com as federações estaduais de indústria e com a Confederação Nacional da Industria - CNI (MARIOTONI et al., 2006). O Programa tem como objetivo atingir 2 bilhões de kWh de redução de perdas. Para isso, conta com o auxílio dos próprios agentes treinados gratuitamente pela ELETROBRÁS/PROCEL, através de um curso multidisciplinar de Otimização de Sistemas Motrizes. O Programa estabelece também convênios com Universidades, instala laboratórios de sistemas motrizes e financia bolsas de estudo para trabalhos de graduação, mestrado e doutorado (SANTOS et al., 2005). 6. A Parceria Público Privada: Central Termelétrica Biogás do Aterro Sanitário Municipal Bandeirantes A Central Termelétrica Biogás do Aterro Sanitário Municipal Bandeirantes foi inaugurada em 23 de janeiro de 2004. O aterro está localizado no Km 26 da Rodovia dos Bandeirantes, no bairro de Perus em São Paulo. O aterro, que possui 140 hectares e opera desde 1979, recebe diariamente sete mil toneladas de lixo. Até o ano de 2006 recebeu 30 milhões de toneladas, quando então encerrou sua utilização. Com a implantação da usina termelétrica, até 22 MW (24 grupos motogeradores de 925 kW cada) poderão ser produzidos por um período de 15 anos. A primeira fase das atividades da usina consiste na queima de até 12 mil m3 de gás bioquímico (GBQ), com conteúdo mínimo de 50% de metano, por hora. Essa quantidade é suficiente para abastecer uma cidade de 200 mil habitantes (MARTINEZ, 2003), (FERNANDES JR., 2006). O gás gerado pelo lixo é captado do subsolo do aterro por meio de rede de tubulação de cerca de 50 km de extensão. Em seguida, é bombeado para uma central onde é distribuído para 24 conjuntos de motogeradores. A energia elétrica gerada é entregue para a rede de distribuição através de uma subestação. O investimento para a exploração do gás do Aterro Bandeirantes foi de US$ 15 milhões, sendo uma iniciativa conjunta das empresas Biogás Energia Ambiental e do Unibanco – principal investidor do projeto. O projeto de construção e instalação da termelétrica ficou a cargo da empresa Sotreg S. A. – empresa do grupo Caterpillar. A eletricidade é distribuída pela AES Eletropaulo, e beneficia cerca de 2200 famílias que vivem em sete comunidades vizinhas ao aterro (VIVEIROS, 2004). 6.1 Os Aterros Sanitários Os aterros sanitários produzem cerca de 20 a 60 milhões de toneladas de metano (CH4) por ano no mundo. Aproximadamente dois terços destas emissões são de países desenvolvidos; sendo os Estados Unidos os maiores emissores, seguidos pela China, Canadá, Alemanha e Reino Unido (ROSA et al., 2003). Segundo EKMANN et al (1998), o gás metano proveniente dos aterros nos EUA podem gerar 350 MW. Os pesquisadores advertem para os crescentes custos dos aterros; o custo típico nos EUA pode variar de US$ 13/tonelada a US$ 73/tonelada, dependendo do tipo de lixo e da localização do aterro. Ou seja, com a produção de energia os encargos para o Estado e conseqüentemente para a sociedade podem ser menores, pois a energia elétrica pode ser comercializada. O gás do lixo é usualmente composto por uma mistura de 50% de CH4, 45% de CO2 e 5% de H2S e outros gases. O metano é um dos gases responsáveis pelo efeito estufa, e como seu potencial de aquecimento global é maior que o dióxido de carbono (CO2), a simples queima do gás reduz seu impacto na atmosfera. Se o metano for utilizado na produção de energia, essa redução será mais significativa; convém lembrar que esses benefícios podem ser comercializados, através de créditos de carbono, no mercado internacional. Devido ao crescimento das áreas urbanizadas, existe um aumento na quantidade de emissões de metano (ROSA et al., 2003). No estado de São Paulo existem sete aterros e 487 “lixões”, segundo o Inventário Ambiental da CETESB (Companhia de Tecnologia e Saneamento Ambiental) de 1992. Os “lixões” consistem apenas em uma descarga a céu aberto; enquanto o aterro sanitário é um sítio no qual utiliza-se um processo de disposição de resíduos sólidos, basicamente lixo domiciliar, com critérios estabelecidos visando um confinamento seguro em relação ao controle ambiental (CALDERONI, 2003).

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Os dois aterros sanitários em operação atualmente no município de São Paulo são o Aterro São João e o Bandeirantes. Juntos, eles receberam 320 mil toneladas em agosto de 1996, sendo atribuída a cada um metade desse valor. O Aterro Bandeirantes localiza-se na Rodovia dos Bandeirantes, km 26, bairro de Perus, na zona norte da Capital. Sua operação teve início em 1º de setembro de 1979 e divide-se em cinco áreas, denominadas AS (Aterro Sanitário): AS-I, AS-II, AS-III, AS-IV e AS-V. Os AS-I, AS-II e AS-III já tiveram sua capacidade esgotada; os AS-IV e AS-V recebem uma descarga atual de 160 mil t/mês (dados de 1990) (CALDERONI, 2003). A Figura 2 apresenta a vista do Aterro Bandeirantes.

Figura 2 - Vista do Aterro Bandeirantes. Fonte: LOGOSENG, 2004.

6.2 As Tecnologias Disponíveis

Um sistema padrão de coleta de gás bioquímico (GBQ) possui três componentes centrais: poços de coleta e tubos condutores, um sistema de tratamento e um compressor. A maioria dos aterros sanitários, com sistema de recuperação energética, possui um flare para a queima do excesso de gás ou para uso durante os períodos de manutenção dos equipamentos (ROSA et al., 2003). Existem várias tecnologias para a geração de energia elétrica: motores de combustão interna, turbinas de combustão e turbinas com utilização do vapor (ciclo combinado). A Tabela 8 detalha as tecnologias existentes para a geração de energia. A energia elétrica é vantajosa, pois produz valor agregado ao GBQ. A eficiência do sistema varia de 20 a 50% com o uso da cogeração de energia (ROSA et al., 2003).

Tabela 8 - Tecnologias de Geração de Energia Elétrica Motores de Combustão

Interna Turbinas de Combustão Turbinas com Utilização de

Vapor Tamanho Típico do

Projeto (MW) > 1 > 3 > 8

GBQ (mcf/dia)10 > 625 > 2.000 > 5.000 Custos típicos

(US$/kW) 1.000 - 1.300 1.200 - 1.700 2.000 - 2.500

Custos Obras e Manutenção

(US$/kW)

1,8 1,3 - 1,6 1,0 - 2,0

Eficiência (%) 25 - 35 20 -28 (aberto) 26 - 40 (combinado)

20 - 31

Potencial de Cogeração

Baixo Médio Alto

Vantagens Baixo custo; tecnologia mais comum.

Resistência à corrosão; pequeno espaço físico; Baixa emissão de NOx

Resistência à corrosão; Facilidade em controlar a

composição e fluxo de gás. Fonte: Tolmasquin, 2003 com adaptações.

10 mcf/dia = mil pés cúbicos por dia

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Segundo ENSINAS (2003), o primeiro projeto de recuperação de gás metano para geração de energia elétrica foi construído em Rolling Hills - Califórnia, no aterro Palos Verdes no ano de 1975. No Brasil existem alguns projetos implantados, podem-se destacar: um da COMGÁS (Companhia de Gás da Cidade de São Paulo), que distribuía o gás do aterro localizado no km 14,5 da Rodovia Raposo Tavares para consumidores residenciais locais, e o outro referente ao Aterro do Caju no Rio de Janeiro da CEG (Companhia Estadual de Gás) em conjunto com a COMLURB (Companhia Municipal de Limpeza Urbana). O projeto da CEG-COMLURB iniciou-se em 1977 e teve duração de 10 anos; o gás foi utilizado para o abastecimento de 150 veículos da COMLURB além de alguns táxis. Recentemente a empresa SASA Sistemas Ambientais, localizada na cidade de Tremembé (SP), apresentou um projeto de geração de energia elétrica de 50 a 80 mil kWh/mês utilizando o gás metano do aterro da cidade. A empresa VEGA Bahia também possui um projeto de geração de energia elétrica utilizando o gás do aterro da região metropolitana de Salvador (BA). O projeto prevê a construção de uma usina termelétrica de 45 MW no período de 2015 a 2021 (ENSINAS, 2003). 6.3 Central Termelétrica a Biogás O Aterro Bandeirantes utiliza motores de combustão interna para a geração de energia elétrica. O aterro recebe diariamente sete mil toneladas de lixo; produzindo 12 mil metros cúbicos de biogás por hora. O gás chega à central a uma temperatura de 28° C; passa através de chiller, para a remoção da umidade, e atinge a temperatura de 6,7º C (a umidade pode causar danos aos motores dos grupos geradores). Após, os sopradores (ou compressores) aspiram o gás e injetam uma quantidade pré-definida pelos controladores lógicos programáveis nos motogeradores. Há ainda dois flares para a queima do excesso de gás, caso um dos motores pare de funcionar. A Figura 3 apresenta uma vista parcial dos grupos geradores.

Figura 3 - Grupos Geradores. Fonte: Logoseng, 2004

7. Conclusões

Pode-se concluir que as fontes renováveis de energia não são uma prioridade do atual governo, pois os resultados obtidos pelo PROINFA são ridículos para um país que pretende dar um “salto de crescimento econômico”, e que esbarra principalmente nas péssimas condições de infra-estrutura – particularmente na possível falta de energia elétrica.

Assim, a geração descentralizada de energia figura apenas de forma marginal no planejamento do setor elétrico brasileiro. Já a opção centralizada acarreta vultosos investimentos, enormes impactos ambientais e concentração de renda.

Do mesmo modo, não é dada ênfase aos programas de eficiência energética, mormente o enorme investimento evitado que propiciam e os benefícios ambientais que acarretam. Foi demonstrado que o projeto Biogás apresenta, de forma singela, uma série de vantagens. Metade da energia elétrica gerada beneficiará cerca de 2220 famílias que vivem no bairro de Perus e proximidades, diminuindo sensivelmente a quantidade de ligações clandestinas. O metano é um dos gases responsáveis pelo efeito estufa. Seu potencial de aquecimento global é 21 vezes maior do que o dióxido de carbono. A simples queima do gás pode reduzir consideravelmente o impacto ambiental; como está

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sendo utilizado para a geração de energia elétrica seu impacto será ainda menor. Esse projeto é um dos importantes exemplos de como a parceria público privada pode trazer uma série de benefícios para as empresas envolvidas, assim como, para a população local (energia elétrica) e global (diminuição da quantidade de CH4 emitida para a atmosfera). Bibliografia Baer, W. & McDonald. “Retorno ao Passado? A Privatização de Empresas de serviços públicos no Brasil: O Caso do Setor de Energia Elétrica”. Planejamento de Políticas Públicas, N. 16. Dezembro de 1987. BNDES - Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social. “A Expansão do Setor Elétrico 1998/2007”. Informe Infra-Estrutura, N 25. Agosto de 1998. Disponível em: http://www.eletrobras.gov.br/IN_Noticia_Biblioteca/setoreletrico.asp

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www.logoseng.com/biogás