Universidade de São Paulo
Programa Interunidades de Pós-Graduação em Energia
Escola Politécnica
Faculdade de Economia e Administração
Instituto de Eletrotécnica e Energia
Instituto de Física
A COGERAÇÃO DE ENERGIA NO SEGMENTO DE PAPEL E CELULOSE:
CONTRIBUIÇÃO À MATRIZ ENERGÉTICA DO BRASIL
Sílvia Maria Stortini González Velázquez
Dissertação apresentada no
Programa Interunidades de Pós-Graduação
em Energia da Universidade de São Paulo,
para obtenção do título de Mestre em Energia.
São Paulo
2000
Universidade de São Paulo
Programa Interunidades de Pós-Graduação em Energia
Escola Politécnica
Faculdade de Economia e Administração
Instituto de Eletrotécnica e Energia
Instituto de Física
A COGERAÇÃO DE ENERGIA NO SEGMENTO DE PAPEL E CELULOSE:
CONTRIBUIÇÃO À MATRIZ ENERGÉTICA DO BRASIL
Sílvia Maria Stortini González Velázquez
ORIENTADORA: Profa Dra Suani Teixeira Coelho
Dissertação apresentada no
Programa Interunidades de Pós-Graduação
em Energia da Universidade de São Paulo,
para obtenção do título de Mestre em Energia.
São Paulo
2000
À minha mãe,
meu espelho,
a quem devo
tudo o que sou.
Agradecimentos
À amiga Profa Dra Suani Teixeira Coelho, exemplo de caráter,
responsabilidade e competência, por tudo que sempre fez por mim, inclusive
ter me iniciado na carreira profissional.
Ao Prof. Dr. Murilo Tadeu Werneck Fagá, pela orientação acadêmica
nos primeiros momentos deste estudo.
À Klabin Fabricadora de Papel e Celulose - Unidade de Negócio Paraná,
pela autorização para o estudo aqui incluído e, em particular, ao competente
Sr. Marcelo Gasparin pelo apoio e prontidão em atender as solicitações,
imprescindíveis à realização deste trabalho.
À amiga Profa Dra Lucia Bógus, pela leitura criteriosa dos originais e
incentivo contínuo.
Por último, mas não menos importante, ao meu marido Ramón, pela
paciência, coragem, companheirismo, ânimo e amor.
ÍNDICE
1.
1.1.
1.2.
2.
2.1.
2.1.1.
2.2.
3.
3.1.
3.2.
4.
4.1.
4.2.
4.2.1.
4.2.2.
4.2.2.1.
4.2.2.2.
4.2.2.3.
4.2.2.4.
4.2.3.
4.2.3.1.
4.2.3.2.
4.3.
4.3.1.
4.3.2.
5.
5.1.
5.1.1.
5.1.2.
5.1.3.
Lista de Tabelas
Lista de Figuras
Resumo
ABSTRACT
INTRODUÇÃO...............................................................................
A Situação do Setor Elétrico..........................................
Introdução....................................................................................
A Cogeração no Brasil................................................................
PROCESSO DE FABRICAÇÃO DE PAPEL E CELULOSE........
Processo de Fabricação da Pasta Celulósica...........................
Recuperação dos Produtos Químicos...........................................
Processo de Fabricação de Papel..............................................
O SEGMENTO DE PAPEL E CELULOSE....................................
Situação Atual do Segmento......................................................
Levantamento de Dados de um Grupo de Empresas
Selecionadas................................................................................
ANÁLISE TÉCNICA DO PROCESSO DE COGERAÇÃO............
Definição de Cogeração..............................................................
Tecnologias de Cogeração para o Segmento de Papel e
Celulose........................................................................................
Tecnologias em Uso no Segmento de Papel e Celulose...............
Tecnologias Comercialmente Disponíveis.....................................
Ciclo CEST - Condensing Extration Turbine..................................
Caldeira de Leito Fluidizado..........................................................
Turbinas a
Gás..............................................................................
Ciclo Combinado com Turbina a Gás............................................
Tecnologias em Desenvolvimento.................................................
Turbinas a Gás com Injeção de Vapor..........................................
Gaseificação de
Biomassa............................................................
Avaliação Técnica do Grupo de Empresas Selecionadas.......
Introdução - Potencial Termodinâmico de cada Tecnologia..........
Avaliação do Potencial de Cogeração do Grupo de Empresas
Selecionadas ................................................................................
ANÁLISE DE VIABILIDADE ECONÔMICA DOS PROCESSOS
DE COGERAÇÃO.........................................................................
Análise Econômica da Cogeração para o Grupo de
Empresas Selecionadas..............................................................
Custos de Instalação.....................................................................
Custos de Combustível e O&M......................................................
Custos de Geração........................................................................
1
6
6
12
21
21
22
26
28
28
39
42
42
44
46
48
48
50
52
55
57
57
59
62
62
64
68
69
70
70
70
6. ASPECTOS AMBIENTAIS NA COGERAÇÃO PARA O
SEGMENTO DE PAPEL E CELULOSE.......................................
6.1. A Definição de Impacto Ambiental.............................................
6.2. A Definição de Externalidade.....................................................
6.3. Impactos Ambientais Causados pela Produção de
Eletricidade...................................................................................
Usinas
6.3.1.
Hidrelétricas.....................................................................
6.3.2. Usinas Termelétricas...................................................................
6.3.3. Usinas Nucleares...........................................................................
6.4. Impactos Ambientais da Cogeração no Segmento de Papel
e Celulose.....................................................................................
6.4.1. Biomassa (Resíduos e Lixívia)......................................................
6.4.2. Gás Natural....................................................................................
6.4.3. Vantagens na Substituição de Combustíveis Fósseis por
Biomassa/Gás Natural...................................................................
6.4.3.1. Cálculo das Emissões Atuais de Poluentes para o Grupo de
Indústrias Selecionadas.................................................................
6.5. Emissões de Carbono.................................................................
6.6. Avaliação Ambiental do Grupo de Empresas Selecionadas
6.6.1. Avaliação das Emissões de Carbono para o Grupo de Empresas
Selecionadas - Oportunidades do Protocolo de Quioto................
7. ESTUDO DE CASO: KLABIN - FABRICADORA DE PAPEL E
CELULOSE S.A. - UNIDADE DE NEGÓCIO PARANÁ...............
HISTÓRICO DO GRUPO
7.1.
KLABIN........................................................
7.2. KLABIN Fabricadora de Papel e Celulose S.A. - Unidade de
Negócio Paraná............................................................................
7.3. Necessidades de Vapor e Energia Elétrica do Processo de
Fabricação de Celulose e Papel.................................................
7.4. Descrição da Área de Vapor e Energia - AVEN.........................
Desmineralização.........................................................................
7.4.1.
.
7.4.2. Geração de Vapor..........................................................................
7.4.3. Energia Elétrica..............................................................................
7.4.4. A Unidade de Cogeração...............................................................
7.5. Introdução de Tecnologias mais Eficientes no Processo de
Cogeração....................................................................................
7.5.1. Câmara de Combustão..................................................................
8. OTIMIZAÇÃO DO PROCESSO DE COGERAÇÃO DA KLABIN.
8.1. Introdução....................................................................................
8.2. 1a Configuração: Instalação de Uma Central Térmica a partir
da Biomassa Disponível na Própria Indústria...........................
8.2.1. Fluxograma da Instalação..............................................................
8.2.2. Dados Técnicos Gerais..................................................................
8.2.3. Análise Termodinâmica.................................................................
8.3. 2a Configuração: Utilização de um Ciclo Combinado com
Turbina a Gás, Queimando Gás Natural....................................
8.3.1. Fluxograma da Instalação..............................................................
74
74
75
77
78
79
83
84
86
89
91
91
94
98
99
103
103
104
105
108
108
109
109
110
112
114
116
116
117
117
118
118
120
120
8.3.2. Dados Técnicos Gerais..................................................................
8.3.3. Análise Termodinâmica.................................................................
8.4. 3a Configuração: Implantação de um Ciclo Combinado com
Turbina a Gás...............................................................................
8.4.1. Fluxograma da Instalação..............................................................
8.4.2. Dados Técnicos Gerais..................................................................
8.4.3. Análise Termodinâmica................................................................
8.5. Análise de Viabilidade Econômica das Configurações
Propostas para a KLABIN...........................................................
9. INSERÇÃO NA MATRIZ ENERGÉTICA.......................................
9.1. Experiências Internacionais.......................................................
9.2. A Legislação Brasileira Relativa à Auto-Produção de
Energia Elétrica............................................................................
9.3. Fatores Condicionantes ao Desenvolvimento da Cogeração.
9.3.1. Riscos............................................................................................
9.3.2. Os Interesses Diferenciados..........................................................
10. CONCLUSÕES..............................................................................
ANEXOS........................................................................................
BIBLIOGRAFIA.............................................................................
121
121
122
122
123
123
124
127
128
130
132
132
133
137
141
182
LISTA DE TABELAS
Tabela 3.1. Consumo de Eletricidade no Segmento de Papel e Celulose,
por Categoria (MWh).................................................................
Tabela 3.2. Evolução no Consumo Total de Energia do Segmento de
Papel e Celulose........................................................................
Tabela 3.3. Consumo de Combustíveis para Fins Térmicos, no Segmento
de Papel e Celulose, por Categoria (teoc).................................
Tabela 3.4. Consumo de Combustíveis, para fins Térmicos, no Segmento
de Papel e Celulose (teoc)........................................................
Tabela 3.5. Perfil Energético do Grupo de Empresas Selecionadas
Comparado com o Segmento de Papel e Celulose.................
Tabela 4.1. Potencial de Cogeração para o Grupo de Empresas
Selecionadas (231.265 t/mês de celulose e 181.435 t/mês de
papel..........................................................................................
Tabela 5.1. Custos de Geração de Eletricidade nas Indústrias Integradas
de Papel e Celulose em Ciclo Combinado com Gás Natural....
Tabela 6.1. Valores das Emissões Específicas para Combustíveis
Utilizados...................................................................................
Tabela 6.2. Emissões de Poluentes para o Grupo de Indústrias
Selecionadas, a partir dos Combustíveis Utilizados..................
Tabela 6.3. Consumo de Fósseis e Emissões de Carbono no Segmento
de Papel e Celulose (1995).......................................................
Tabela 6.4. Emissões de Carbono Evitadas e Abatimento nas Emissões
com as Novas Configurações....................................................
Tabela 6.5. Créditos de Carbono Correspondentes ao Abatimento das
Emissões (Configuração - TG/C.C.).........................................
Tabela 7.1. Consumo de Vapor e Energia Elétrica em cada Etapa do
Processo de Fabricação de Celulose e Papel...........................
Tabela 8.1. Custos de Geração de Eletricidade (US$/MWh) na Klabin - 1a
Configuração.............................................................................
Tabela 8.2 Custos de Geração de Eletricidade (US$/MWh) na Klabin - 2a
Configuração.............................................................................
31
32
37
38
40
66
72
92
93
99
101
101
108
125
125
LISTA DE FIGURAS
Figura 2.1.
Figura 2.2.
Figura 3.1.
Figura 3.2.
Figura 3.3.
Figura 4.1.
Figura 4.2.
Figura 4.3.
Figura 4.4.
Figura 4.5.
Figura 4.6.
Figura 4.7.
Figura 4.8.
Figura 4.9.
Figura 4.10.
Figura 7.1.
Figura
Figura
Figura
Figura
7.2.
8.1.
8.2.
8.3.
Processo de Fabricação da Pasta Celulósica........................
Processo de Fabricação de Papel.........................................
Porcentagem do Consumo Total de Energia por Categoria....
Porcentagem do Consumo Total de Energia do Segmento....
Matriz Energética do Segmento em 1996................................
Sistema de Cogeração Tipo Topping......................................
Sistema de Cogeração Tipo Bottoming...................................
Turbina a Vapor de Contra-Pressão........................................
CEST - Condensing Extraction Steam Turbine Cycle..........…
Leito Fluidizado - Princípios....................................................
Turbina a Gás..........................................................................
Ciclo Simples de Turbina a Gás com Regenerador.................
Ciclo Combinado com Turbina a Gás......................................
Ciclo de Turbina a Gás com Injeção de Vapor........................
Ciclo Combinado com Injeção de Vapor/Gaseificação de
Biomassa..................................................................................
Distribuição de Vapor e Energia Térmica: KLABIN - Divisão
Paraná......................................................................................
Distribuição de Energia Elétrica: KLABIN - Divisão Paraná.....
Fluxograma da Instalação - 1a Configuração...........................
Fluxograma da Instalação - 2a Configuração...........................
Fluxograma da Instalação - 3a Configuração...........................
25
27
32
33
36
44
45
47
49
52
53
55
56
58
60
106
107
117
120
122
RESUMO
O segmento de papel e celulose, juntamente com o de açúcar e álcool,
está entre os maiores consumidores de biomassa e de energia do setor
industrial, apresentando perfis energéticos adequados aos processos mais
eficientes de cogeração.
As indústrias de celulose, bem como as integradas (papel e celulose),
geram grande parte da energia consumida a partir da lixívia produzida no
próprio processo e de biomassa em geral. No entanto, as indústrias de papel
apresentam reduzida capacidade de auto-geração.
Neste contexto, o presente trabalho analisa um grupo de indústrias,
correspondendo a aproximadamente 45% da produção do segmento, avaliando
a situação atual dos sistemas de cogeração e o potencial de geração de
eletricidade com a introdução de tecnologias mais eficientes e com menor
impacto ambiental. Foram considerados combustíveis com menores emissões
de poluentes, como a biomassa e/ou gás natural. Entretanto, apesar das
vantagens ambientais, há dificuldades econômicas, pois o custo da energia
gerada não é competitivo com as tarifas oferecidas pelas concessionárias.
Por outro lado, há as perspectivas do Protocolo de Quioto, que aponta
para os Clean Development Mechanisms, que poderão ser efetivados com os
países desenvolvidos que necessitam reduzir suas emissões de carbono.
Desta forma, a auto-suficiência energética desse segmento industrial - e
mesmo a geração de excedentes para venda - pode ser uma oportunidade
importante para investimento de capital estrangeiro, em vista do balanço de
carbono quase nulo referente à geração de energia (a partir de biomassa, de
forma sustentável).
Através dos resultados obtidos nas análises nesta pesquisa
apresentadas, sendo considerados alguns intervalos de valores previstos para
as taxas de carbono, foram avaliadas as possibilidades de investimentos
externos para diferentes cenários. Os resultados obtidos são, então, discutidos,
visando a viabilidade econômica do empreendimento.
O estudo de caso realizado na indústria Klabin Fabricadora de
Papel e Celulose - Unidade de Negócio Paraná, possibilitou avaliar
diferentes opções de geração de eletricidade, para atingir a autosuficiência.
Os fatores apresentados, associados à crise atual do setor elétrico
brasileiro, à falta de garantia na oferta de energia e aos riscos de interrupção
no fornecimento, representam a justificativa deste trabalho.
ABSTRACT
The pulp and paper segment as well as sugar and alcohol, is among the
largest biomass and energy consumers in the industrial sector, presenting
energy profiles that fit to the most efficient co-generation processes.
The pulp industries, as well as the integrated ones (pulp and paper),
generate great part of the energy consumed starting from the black-liquor
produced in the process and the biomass in general. However, the paper
industries present reduced solemnity-generation capacity.
In this context, the present study analyzes a group of companies,
corresponding to approximately 45% of the total production of the segment,
evaluating the current situation of the co-generation systems and the potential
of electricity generation with the introduction of more efficient technologies and
less environmental impact. Fuels with less pollution emissions were considered,
like biomass and/or natural gas. However, in spite of the environmental
advantages, there are economic restrictions, since the cost of the generated
energy is not competitive with the tariffs offered by the concessionaires.
On the other hand, there are the perspectives of the Protocol of Quioto,
which points out for the “Clean Development Mechanisms”, that can be
reinforced by the developed countries that need to reduce carbon emissions.
This way, the energy self-sufficiency of this industrial segment - and even the
surplus generation for sale - can be an important opportunity for foreign capital
investments, in view of the almost neutral carbon balance (balanced carbon
equation), regarding to the energy generation (starting from the biomass, in a
sustainable way).
Based on the results obtained in the analysis presented in this study,
considering some intervals of values foreseen for the carbon rates, we analyzed
external investment possibilities for different scenarios. The obtained results are
then, discussed, seeking for the feasibility of the enterprise.
A case study was conducted at Klabin Fabricadora de Papel e Celulose Paraná Business Unity, which allowed the analysis of different options for
reaching self-sufficiency in electricity generation.
The identified issues and aspects, associated to the current crisis of the
Brazilian electric sector, the lack of confidence in the energy supply, besides the
supply interruption risks, represent the main reasons of this study.
1
INTRODUÇÃO
O segmento de papel e celulose está incluído entre os mais eletrointensivos do setor industrial. As indústrias de celulose (que utilizam o processo
Kraft de fabricação da celulose), bem como as integradas (papel e celulose)
geram grande parte da energia consumida (50 a 60%), a partir da lixívia
produzida no próprio processo e de biomassa em geral (resíduos de madeira).
No entanto as indústrias de papel produzem apenas 10% da eletricidade
necessária ao processo, sendo o restante comprado das concessionárias,
principalmente, pelo fato de não terem disponibilidade de combustível
produzido nas próprias empresas (COELHO e IENO, 1993).
Este trabalho objetiva a análise técnica e econômica da cogeração para
que o segmento de papel e celulose atinja a auto-suficiência em geração de
eletricidade, colaborando na oferta de energia através de um planejamento
integrado do setor elétrico. Em particular é realizado um estudo de caso da
indústria Klabin, situada em Telêmaco Borba, no Paraná, para análise da
situação atual do sistema de cogeração existente, avaliando, também, o
potencial de geração de eletricidade com a introdução de tecnologias mais
eficientes.
As possibilidades de auto-suficiência do segmento são analisadas, em
particular com o uso de turbinas a gás, queimando gás natural, adaptadas ao
sistema de geração existente. O rendimento obtido para este processo é
expressivamente maior que o atual, permitindo mesmo a geração de
excedentes que poderiam ser vendidos à concessionária. A avaliação
econômica dos custos de geração indica a faixa de valores para os quais esta
nova tecnologia será viável economicamente.
As indústrias de celulose e as integradas utilizam como combustível nas
caldeiras, para a geração de vapor, subprodutos (resíduos de madeira e
lixívia), além de lenha e óleo. Este vapor além de ser necessário no processo
2
de fabricação do papel e da celulose, é também usado para produção de
energia elétrica, através da cogeração (FONSECA, 1992, BONOMI, 1985).
Com a utilização da biomassa (subprodutos) e do gás natural surge uma
possibilidade promissora para o segmento, em vista das vantagens
econômicas e ambientais. Havendo excedente de eletricidade gerado, este
pode ser vendido às concessionárias, ou a terceiros, contribuindo para suprir
as necessidades da demanda.
Em
vista
da
crítica
situação
do
setor
elétrico
(COELHO
e
ZYLBERSZTAJN, 1998), a introdução de novas tecnologias corresponde,
portanto, a importante melhoria, permitindo maior participação do setor privado
na geração de eletricidade (CURY et al., 1997, SCHELEDER, 1997) e
colaborando para a solução de alguns problemas que serão postos em
questão, neste trabalho.
“Na década de 90 o setor atravessa
uma fase de reestruturação
profunda, envolvendo não somente modificações na sua legislação, mas
também iniciando um processo de privatização, dentro da nova política definida
pelo Governo Federal. Esse processo foi introduzido, principalmente, em face
da crise financeira iniciada na década de 70 e agravada ao longo do tempo, em
conseqüência das tarifas mantidas em patamares reduzidos (entre outros
motivos) como tentativa de combate à inflação de governos anteriores”
(COELHO, 1999, p. 1). Esta crise impossibilita os investimentos necessários
para garantir a oferta de energia, o que aliás é apontado como um dos motivos
para a privatização do setor.
Por outro lado, o consumo de energia, principalmente no setor
residencial, vem apresentando um crescimento significativo desde 1994, com a
implantação do “Plano Real” de estabilização econômica, que possibilitou a
ampliação dos hábitos de consumo da população. Em conseqüência deste fato,
desde 1996 a própria Eletrobrás vem acenando com a possibilidade de se
concretizarem as previsões de falta de energia mencionadas nos seus mais
recentes Planos Decenais de Expansão (Eletrobrás 1995,1996).
3
Os riscos de déficit apresentados são cada vez mais elevados, pois o
aumento do consumo de energia elétrica associado a um período de poucas
chuvas, tende a piorar a situação do abastecimento de energia elétrica, devido
às características essencialmente hidráulicas da capacidade instalada no país.
O Plano Decenal da Eletrobrás 1997-2006 (Eletrobrás, 1996) prevê que
a capacidade hidráulica instalada não terá condições de suprir as previsões de
consumo. Está prevista, portanto, a curto prazo, a construção de termelétricas,
mas dependendo da participação de capital privado, em virtude das
dificuldades do setor. Há, ainda, a preocupação com o aumento do preço do
gás natural proveniente da Bolívia, devido à recente elevação do dólar.
Inclusive, em fevereiro de 2000, inúmeros incentivos foram definidos pelo MME
- Ministério de Minas e Energia - para tentar viabilizar as UTE’s - Usinas
Termelétricas - a gás natural, incentivos estes que sempre foram recusados
aos cogeradores com biomassa, como será analisado neste trabalho.
Nesse cenário, a auto-suficiência de cogeradores (mesmo que não
ocorra a venda de excedentes de eletricidade, como por exemplo aqueles
produzidos pelas indústrias de papel e celulose), seria uma opção interessante
para contribuir na oferta de energia, evitando (ou postergando) a construção de
novas unidades de geração. Estudos anteriores (COELHO, 1992) mostram
essa viabilidade para o segmento de álcool e açúcar.
Apesar das muitas vantagens da geração descentralizada e da
cogeração (SCHELEDER, 1997, WALTER, 1994, COELHO, 1992) nota-se que
persistem dificuldades para sua implantação. Existe dentro do setor elétrico
uma super-valorização do potencial hidrelétrico, mesmo com as restrições
existentes ao aumento do parque hidrelétrico e com os impactos ambientais
provocados pelas usinas hidrelétricas (detalhadamente discutidas em
MOREIRA e POOLE, 1991). E, recentemente, as grandes térmicas a gás
natural são objeto da mesma super-valorização.
4
Nas concessionárias, a compra de excedentes de auto-produtores,
ainda é vista com reservas, mesmo após a privatização, pois se apóiam no
questionamento da qualidade do serviço prestado pelo auto-produtor (ou
cogerador), com exigências que muitas vezes não são cumpridas pela própria
empresa (WALTER, 1994).
Estudos sobre cogeração em diversos segmentos industriais (COELHO
et al., 1996 e 1992, WALTER, 1994) realizaram análises técnicas e econômicas
da cogeração a partir de biomassa, bem como verificaram seus aspectos
ambientais e sociais. Em estudos posteriores (COELHO e ZYLBERSZTAJN,
1996) observou-se que apesar das vantagens para os setores envolvidos e dos
benefícios ambientais aportados, esta opção para produção de eletricidade
ainda encontra barreiras, principalmente não tecnológicas, impedindo sua
implementação em larga escala. Verificou-se que, além de outros motivos, a
legislação e a regulamentação ainda são inadequadas, além de existirem
dificuldades de negociações entre as partes (COELHO, 1999).
Deve-se considerar, também, as perspectivas do Protocolo de Quioto,
estabelecendo as possibilidades de desenvolvimento dos Clean Development
Mechanisms, em parceria com os países desenvolvidos que necessitam reduzir
suas emissões de carbono. Desta forma, a auto-suficiência energética deste
segmento industrial (ou mesmo a geração de excedentes para a venda) pode
ser uma oportunidade importante para investimentos de capital estrangeiro,
através deste mecanismo, em vista do balanço de carbono quase nulo
referente à sua geração de energia, pelo fato de que a mesma é efetuada a
partir de biomassa, e de forma sustentável.
Além das vantagens da geração descentralizada, há também os
aspectos positivos da geração de excedentes, entre elas a dinamização do
setor de bens de capital e aumento da demanda de serviços especializados,
aumento na arrecadação de impostos, aumento e/ou estabilização de
empregos na zona rural (WALTER, 1994).
5
Pelo exposto, a implementação da cogeração no segmento de papel e
celulose aparece como uma possibilidade de produzir benefícios para os
setores envolvidos, bem como para a sociedade como um todo.
Esta é a colaboração que o presente estudo pretende oferecer, visando
contribuir para que o planejamento energético do país inclua, efetivamente,
mais opções de oferta de energia.
6
1. A SITUAÇÃO DO SETOR ELÉTRICO
1.1. Introdução
Ao longo da década de 1990, o setor elétrico foi profundamente
reestruturado, estando praticamente concluído o novo Modelo Institucional para
o setor. Esta transformação inclui não apenas modificações na sua legislação,
mas também o processo de privatização em curso, no âmbito da política
definida pelo Governo Federal. Essas mudanças institucionais visam reduzir o
papel do Estado e abrir espaço para a participação do capital privado.
Desde os anos 70 a crise do setor elétrico foi se agravando em
conseqüência das tarifas mantidas em patamares reduzidos (entre outros
motivos), como tentativa política de combate à inflação de governos anteriores.
Nestas condições, inviabilizaram-se os investimentos necessários para garantir
a oferta de energia, de forma que, segundo a Eletrobrás, nos últimos anos, os
investimentos têm sido em média de R$ 4 bilhões anuais, sendo que a
necessidade é de R$ 6 bilhões (Eletrobrás, 1996).
O “Plano Real” possibilitou a ampliação dos hábitos de consumo da
população, que só no 1º semestre de 1996 comprou 1,8 milhões de geladeiras,
4 milhões de televisores, 2,5 milhões de ferros de passar e milhares de outros
produtos elétricos. Segundo HUKAI1, esses equipamentos representaram um
consumo adicional de 3.100 GWh, o equivalente à metade da energia
produzida pelas hidrelétricas de Jupiá e Ilha Solteira, as duas maiores da
Companhia Energética de São Paulo (CESP).
De 1994 para 1995, o consumo de energia elétrica no setor residencial
do Estado de São Paulo aumentou em 11,8% (BEN, 1996), de 1995 para 1996,
em 8,6%, contra previsões iniciais de 2,6% (Eletrobrás, 1995, 1996). De 1996
para 1997 o aumento foi de 5,9% (BESP, 1998) e de 1997 para 1998, de 4,8%
1
HUKAI, R. IEE/USP. Comunicação Pessoal. São Paulo. 1996.
7
(BESP, 1999). O crescimento do consumo de eletricidade per capita, em 1996,
foi em torno de 4% a.a. neste período (10% a.a. no setor residencial). O
consumo foi de 90.000 GWh, atingindo um número de 10 milhões de
consumidores, com uma potência instalada de 11.738 MW, sendo 95,6%
correspondente
à
hidreletricidade
(CESP/ELETROPAULO).
A
classe
residencial foi responsável por cerca de 27% do consumo de eletricidade no
país e para 1997 as perspectivas eram de um aumento de aproximadamente
6%, segundo a Eletrobrás. O crescimento do consumo de eletricidade entre
1992 e 1997 foi de mais de 16%.
Desde 1996 há uma grande preocupação com o déficit de energia, pois
o país que estava no auge do consumo de bens eletro-eletrônicos manteve o
crescimento do consumo de eletricidade. As indústrias necessitam de maior
quantidade de energia para atender o crescimento da demanda e o país
depende do comportamento das chuvas para equilibrar o nível dos
reservatórios.
Durante o ano de 1996 foram veiculadas notícias sobre algumas
medidas preventivas, que seriam tomadas em dois anos. Pela CESP/GCOI2 foi
anunciado o cancelamento de todos os contratos de fornecimento de energia
temporária com desconto para a indústria, que são firmados quando existe
energia excedente. A Eletrobrás3, então, na época, anunciou:
(a) a tentativa de retomar a operação da Usina Nuclear de Angra I (mesmo
com as restrições ambientais, más condições das estradas para evacuação
da cidade em caso de acidente, etc.);
(b) a antecipação do horário de verão para a primeira semana de outubro e
(c) a motivação dos consumidores para remanejar determinados processos de
produção para horários noturnos, quando a oferta de energia é maior
(criação de novos valores tarifários para o período noturno).
Outras medidas foram sendo anunciadas, como:
2
3
ARCE, M. - Jornal O Estado de São Paulo - 1996.
SAMPAIO NETO, F. - Jornal O Estado de São Paulo - 1996.
8
(a) acionamento de todas as centrais termelétricas a óleo e carvão da região
Sul e Sudeste, para gerar 900 MW adicionais ao sistema, evitando
sobrecarga e risco de blecaute nos horários de pico;
(b) a negociação do gás natural da Bolívia;
(c) a ampliação de Itaipu;
(d) a importação de energia da Argentina;
(e) a conclusão das obras da Usina Nuclear Angra II e
(f) a construção de pequenas e médias usinas pela iniciativa privada.
Com todos esses problemas, além de anos seguidos de investimentos
abaixo do nível ideal e consumo maior que o previsto, o Brasil estava correndo
o sério risco de ter um colapso no abastecimento de energia nos próximos
anos.
Uma das medidas anunciadas, posta em prática nessa época, para
evitar sobrecarga e risco de blecaute nos horários de pico, foi o acionamento
de todas as centrais termelétricas a óleo e carvão das regiões sul e sudeste,
adicionando, realmente, os 900 MW ao sistema.
Esse aumento do consumo de energia e o período de poucas chuvas
agravaram a situação do abastecimento de energia elétrica dos meses
seguintes. Sem tempo para iniciar alguma obra, o Brasil ficou na dependência
do comportamento das chuvas. Além do consumo maior do que o previsto e da
estiagem, os investimentos do setor estavam abaixo do nível ideal.
Embora as previsões de déficit não tenham se concretizado ao longo do
tempo, em 1999, o Ministério de Minas e Energia criou uma Comissão Especial
para definir “Diretrizes Políticas para Implementação da Cogeração” no país,
comissão esta que, quando este estudo estava em fase final, trabalhava na
elaboração do documento em questão.
Na verdade, o governo contava com o sucesso da privatização dessa
área, onde a velocidade dos investimentos estava estimada entre US$ 5 e 6
9
bilhões por ano (entre 1995 e 1997 a média ficou em R$ 4 bilhões por ano),
com ampliação da capacidade explorada de 2,5 mil a 3 mil MW (entre 93 e 94 a
média ficou em 1,1 MW). O Plano Decenal de Expansão 1997-2006 previa para
o período 1997/2001 a necessidade de investimentos da ordem de R$ 39
bilhões, sendo 49% para a geração, aí incluídos os investimentos previstos do
setor privado, cuja participação deveria ser de 50% dos investimentos
necessários (CARRARO, 1997), o que até 1999 não ocorreu. A elevação da
taxa de câmbio aumentando o preço do gás natural e dos equipamentos
importados para as novas Usinas Termelétricas foi considerada um dos
motivos.
Entretanto, especialistas consideram que o governo só vai atrair novos
investimentos quando regulamentar a privatização com regras claras. Além do
investimento para elevar a produção, uma outra obrigação do governo é
racionalizar o uso da energia (GOLDEMBERG, 1996)4.
Aliás, deve-se pensar seriamente que os investimentos previstos pelas
grandes empresas estrangeiras vão exigir mais da infra-estrutura nacional,
principalmente na área de energia.
Hoje, os riscos de déficit estão cada vez mais elevados. Segundo
CARRARO, 1997 o risco de déficit para 1997 se reduziu de 8% para 5%,
devido às chuvas, mas ainda assim houve interrupções no fornecimento na
região. De acordo com a Eletrobrás, o Sistema Interligado S/SE/CO, para o
triênio 1998/2000, apresenta riscos anuais de déficit de energia que superam o
critério de planejamento de 5%, atingindo o patamar de 15% em 1998
(Eletrobrás, 1996, p. 68), a menos que ocorra uma hidrografia favorável (como
acabou
acontecendo
em
1996
e
1997),
devido
às
essencialmente hidráulicas da capacidade instalada no país.
4
Jornal - O Estado de São Paulo - 04/08/1996.
características
10
O próprio planejamento da Eletrobrás prevê que a capacidade hidráulica
instalada e a instalar, com todos os aproveitamentos possíveis, não terá
condições de suprir as previsões de consumo, havendo a necessidade de
construção de termelétricas a curto prazo (Eletrobrás, 1996).
A Eletrobrás reconhece também que as restrições que limitam os
investimentos no setor elétrico têm postergado obras de transmissão, com
sérios reflexos no comportamento do sistema: aumento de perdas,
deterioração dos níveis de confiabilidade e até mesmo a situação extrema de
não atendimento a determinadas cargas (Eletrobrás, 1996).
Para a região S/SE/CO, a demanda máxima prevista para 1997 era de
38.667 MW, contra uma capacidade de 47.833 MW; no entanto, em junho do
mesmo ano, a demanda da região atingiu o patamar de 41.700 MW, o que
corresponde a um limite bastante crítico, segundo os especialistas do setor.
O Estado de São Paulo, importador de aproximadamente 36% de seu
consumo de energia elétrica (Furnas e Itaipu), atravessa uma situação
particularmente difícil para garantir a oferta, sendo obrigado a ativar toda a sua
capacidade instalada, principalmente durante o período seco: como já foi visto
anteriormente, o consumo do Estado vem crescendo, e dos 98.000 GWh por
ano consumidos em 1998 (BEN, 1999), apenas 4.780 GWh (4,9%)
corresponde a auto-produção (BESP, 1999); valor este que reflete a reduzida
quantidade de energia gerada em cogeração no Estado (COELHO, 1999).
Em fevereiro de 2000 o Ministério de Minas e Energia anuncia a futura
instalação de 17.000 MW no país em usinas termelétricas a gás natural,
“considerando a crítica situação de risco de déficit”, segundo o Ministério.
Entretanto, sabe-se que há dificuldade na oferta de gás natural, pois o gás
natural da Bolívia não será suficiente para estas térmicas e há necessidade de
construção de gasodutos. Além disso há a dificuldade no fornecimento da
turbina a gás, uma vez que os fabricantes existentes no mercado interno (ABB,
11
G.E., Siemens) estão com a produção comprometida para os próximos dois
anos, conforme informações recebidas.
Nesse contexto, a auto-suficiência de cogeradores (mesmo que não
ocorra a venda de excedentes de eletricidade, como por exemplo aqueles
produzidos pelas indústrias de papel e celulose), seria uma opção interessante
para contribuir na oferta de energia, principalmente no período seco e nos
horários de pico, evitando (ou postergando) a construção de novas unidades de
geração, como discutido adiante.
A Lei 9074, do Produtor Independente, foi assinada em 1996 mas
apenas em 1999 foram definidas as tarifas de pedágio5 (wheeling), fator
imprescindível para a viabilização do Produtor Independente de Energia, por
permitir a comercialização da energia gerada junto a terceiros. Entretanto, há
incentivos especiais somente para as PCH’s - Pequenas Centrais Hidrelétricas.
Além deste fato há a dificuldade relativa à falta de consenso entre as partes
com relação ao preço de venda do excedente de eletricidade gerado à
concessionária, sem garantia de contratos de vendas que poderiam viabilizar o
investimento.
São veiculadas regularmente campanhas publicitárias, visando a
redução do consumo de eletricidade (PROCEL - Programa de Conservação de
Energia Elétrica) junto ao setor residencial; porém, o setor industrial, apresenta
um enorme potencial, merecedor de atenções especiais.
Desde 1996, em função das ameaças de déficit, dos riscos de
interrupção do fornecimento e até da perspectiva de elevação das tarifas, como
começa a ser hoje sinalizado, algumas empresas passaram a considerar a
possibilidade de investir em auto-geração, tendo como maior preocupação as
5
Pedágio é o termo empregado na designação do transporte de energia através da rede de um sistema
elétrico. A energia não fica à disposição do sistema e sim das partes envolvidas - o produtor e o
consumidor - que pagam uma taxa pelo uso da rede. O wheeling pode existir entre concessionárias, entre
o produtor e uma concessionária, entre o produtor e qualquer consumidor e entre um centro produtor e
outro consumidor de uma mesma empresa.
12
sérias dificuldades que enfrentariam na produção e na qualidade de seus
produtos.
1.2 . A Cogeração no Brasil
A cogeração é um método de conservação de energia em que, energia
mecânica (eletricidade) e calor útil (vapor) são produzidos a partir de um único
combustível.
É importante esclarecer a diferença entre auto-produtor, que é todo
aquele que produz energia (térmica, hidráulica, etc.) e cogerador, que é aquele
que também produz energia, porém, com a característica técnica de produzir
vapor e eletricidade.
A cogeração surgiu na esteira dos choques do petróleo que provocaram
a elevação dos custos de geração termelétrica, predominante nos países
industrializados, e teve notável impulso naqueles países com a introdução de
novas tecnologias, ao mesmo tempo em que se expandia a oferta de gás
natural.
Entretanto entre os possíveis cogeradores e o mercado interpunham-se
as concessionárias monopolistas e verticalizadas, com o direito de
exclusividade na geração, transmissão e distribuição de eletricidade em sua
área de concessão, as quais nestas condições eram as únicas compradoras de
energia elétrica.
Em face dos benefícios decorrentes da maior eficiência energética e do
menor consumo de combustíveis, os governos de muitos países estabeleceram
regras que tornaram obrigatória a compra ou a livre negociação desta geração,
o que correspondia a introduzir um certo nível de competição na margem de
um mercado monopolista.
13
Os trabalhos desenvolvidos pela Secretaria de Energia do Ministério de
Minas e Energia, apoiada por consultores internacionais, recomendam que se
estabeleçam condições que encorajem investimentos econômicos numa
perspectiva nacional, devendo a compra da energia de cogeração refletir
custos de oportunidade adequados. No Brasil, isto implica que a geração
térmica seja complementar à hidráulica, devendo ter seu custo reduzido
quando houver abundância de energia secundária.
Entre os principais obstáculos à cogeração no Brasil, do ponto de vista
das concessionárias (SCHELEDER, 1997), existem os seguintes argumentos
das concessionárias:
a) a cogeração agravaria a já delicada condição de muitas concessionárias,
algumas delas com super-investimentos e com dificuldades para repassar a
energia própria aos consumidores (o que não ocorre em 1999 com as
dificuldades na oferta);
b) o projeto de cogeração pode se tornar anti-econômico pois, algumas
instalações de cogeração não podem garantir uma operação contínua,
estando sujeitas a paradas por quebra ou manutenção. Sendo assim, os
cogeradores não podem dispensar o fornecimento de energia junto à
concessionária local, dando a ela a possibilidade de estabelecer, para estes
fornecimentos ocasionais, preços muito elevados. Na verdade, esta
dificuldade pode ser contornada com políticas adequadas (COELHO, 1999);
c) a energia elétrica excedente dos cogeradores, na maioria dos casos,
desperta pouco interesse por parte das concessionárias, por representar
pequenos blocos de energia, de forma que as mesmas preferem equacionar
seu suprimento por meio de alguns poucos contratos de maior porte.
Entretanto, vários estudos (COELHO, 1999, WALTER, 1994), analisam
as vantagens deste processo, como sua maior eficiência, menor consumo de
combustível e portanto menor emissão de poluentes, além das vantagens da
geração descentralizada.
14
Em geral, a cogeração ainda não progrediu significativamente no país,
limitando-se à auto-produção de energia elétrica e produção de vapor de
processo em algumas unidades industriais nas áreas de petróleo e
petroquímica, papel e celulose, siderurgia, produção de açúcar e álcool, sem
venda de excedentes significativos às concessionárias. No setor sucroalcooleiro, a CPFL (Companhia Paulista de Força e Luz), no Estado de São
Paulo, adotava uma política de contratos experimentais de aquisição de
energia excedente, porém a preços não compensadores para a expansão da
cogeração naquele segmento. Após a privatização parece não haver maior
interesse por parte da concessionária. Um estudo detalhado desta situação
encontra-se em COELHO, 1999.
É necessário lembrar que o setor elétrico, por falta de investimentos,
opera hoje mais próximo ao limite de sua capacidade, sendo necessário
agregar geração ao sistema nos próximos anos, independente do combustível
ser petróleo ou gás natural ou mesmo biomassa. Contudo, é importante
lembrar que “(...) o país dispõe de opções nacionais (e ambientalmente
adequadas) do ponto de vista energético, que poderiam ser utilizadas de forma
mais coordenada e eficiente, em particular na situação que atravessamos”.6
Estima-se haver um
expressivo potencial de produção de energia
elétrica por processos de cogeração, em especial nas regiões industrializadas,
no segmento de papel e celulose, no sucro-alcooleiro, e também no setor
terciário (de comércio e serviços), como por exemplo, hospitais, aeroportos,
hotéis, shopping centers e outros (BELLINI, 1998), superando a capacidade
das termelétricas convencionais indicadas no Plano Decenal de Expansão.
Sob o ponto de vista do sistema elétrico nacional como um todo
SCHELEDER, 1997 analisa que a viabilização de investimentos em cogeração
assume um caráter prioritário, pelas seguintes razões:
6
COELHO, S.T., 1999 - CENBIO Notícias - no 5, p. 2
15
a) a medida em que a geração se realiza com maior eficiência energética, a
produção de energia elétrica ocorre a custos economicamente favoráveis;
b) são dispensados os vultosos investimentos na transmissão e aliviados os
sistemas de distribuição existentes, pois a produção se dá próxima aos
centros de carga;
c) pelo fato dos investimentos necessários serem privados, a cogeração se
torna interessante para a atual fase de transição, diante da limitada
capacidade de investimento das concessionárias e à mobilização ainda
insuficiente de novos investidores;
d) com a chegada do gás natural à região sul/sudeste, em 1998/1999, abre-se
uma ampla perspectiva para a cogeração, com reflexos positivos no
desenvolvimento de companhias distribuidoras de gás e na formação de um
mercado voltado ao uso eficiente daquele combustível;
e) aumento da confiabilidade da transmissão e distribuição pela produção
descentralizada de energia, tendendo a reduzir a incidência de falhas no
sistema interligado e
f) do lado do consumidor/cogerador, aumenta substancialmente a garantia de
disponibilidade de energia, livrando-o das eventuais falhas e interrupções
do sistema elétrico externo.
O conjunto desses fatores mostra a vantagem de se incentivar
e
promover o processo de cogeração no âmbito nacional. Para tanto é
fundamental a iniciativa das indústrias e dos empreendedores que,
identificando a possibilidade de uma instalação, viabilizem seu projeto.
As concessionárias (SCHELEDER, 1997), entretanto, questionam essas
vantagens, sob diversos argumentos e pelas seguintes preocupações:
a) eventual necessidade de abrir mão de suprimentos a preços menores ou de
geração própria;
b) possibilidade de excedentes nos contratos de suprimento vigentes;
c) obrigação de arcar com os prejuízos de conexões que não gerem um
faturamento que as justifique;
16
d) incidências de custos adicionais de serviços de operação e de transação
decorrentes deste tipo de conexão e intercâmbio, em múltiplos suprimentos
de menor porte e
e) sentimento de perda de consumidores e de receita.
COELHO, 1999 (p.75) discute esses fatores e explica o desinteresse em
programas de conservação de energia por parte de muitas concessionárias; “(...)
é freqüente nas (concessionárias) (...) o receio de “perder” os seus maiores
clientes (...). Esta “perda” não representa apenas uma “perda econômica” (...)
mas também a perda de poder político (...)”.
Os últimos planos indicativos da expansão do setor elétrico brasileiro,
elaborados sob a coordenação da Eletrobrás e com a participação de todas as
empresas concessionárias do país, embora não contemplem a cogeração e/ou
auto-produção como esperado, representam em termos conceituais, um
importante avanço sobre os ciclos de planejamento anteriores (SCHELEDER,
1997).
Em primeiro lugar, reconhecem a possibilidade de maiores índices de
risco na garantia de suprimento de energia em curto prazo, como decorrência
da redução dos níveis de investimento do setor estatal nos últimos dez anos e
da necessidade, ainda não totalmente preenchida, de novos instrumentos
legais e regulatórios capazes de atrair recursos financeiros de outras fontes, no
momento em que o Brasil inicia um novo ciclo de crescimento econômico. Essa
constatação sinaliza oportunidades para os agentes empresariais interessados
na expansão do setor.
Em segundo lugar, admitem a importância dos programas de
conservação de energia, consubstanciados no PROCEL, como uma das
medidas mitigadoras dos índices de déficit no período analisado.
Finalmente, determinam que, no próximo decênio, será necessário
promover uma maior participação da geração termelétrica na expansão,
17
considerando essa oportunidade como complementação dos aproveitamentos
hidrelétricos previstos.
Além de contribuir para a garantia do suprimento de energia elétrica, a
solução térmica pode ser integrada com as demais políticas voltadas para o
crescimento econômico e para o desenvolvimento social do Brasil. Dentro
desse conceito, a instalação de usinas termelétricas de grande porte, previstas
nos planos de expansão, deve ser comparada com as oportunidades de
cogeração
industrial
e
comercial,
principalmente
nas
regiões
mais
desenvolvidas e industrializadas do país, oferecendo maiores oportunidades de
negócios e empregos. Além da cogeração ser mais eficiente do que a geração
convencional, em termos energéticos, podendo atingir níveis superiores a 80%,
eliminando o desperdício e reduzindo o consumo e a importação dos
combustíveis necessários, existem os vários aspectos positivos da geração
descentralizada, conforme analisado por WALTER, 1994.
A cogeração constitui uma alternativa adequada por representar
soluções locais, dispersas e de menor porte. As unidades de cogeração
instaladas junto às indústrias, centros comerciais, hotéis, aeroportos, hospitais
e outras concentrações de consumo de eletricidade e energia térmica,
permitem o atendimento dessas importantes parcelas do mercado sem a
necessidade de elevados investimentos adicionais em transmissão e
distribuição, liberando a energia já disponível para outros usuários de menor
consumo. Com isso se privilegia a maior eficiência na produção e no uso de
energia e a integração da política de desenvolvimento energético com as
demais políticas nacionais.
As informações disponíveis sobre a auto-produção, de uma forma geral,
e sobre a cogeração, em particular, não permitem uma caracterização exata do
papel dessas tecnologias na geração elétrica, no Brasil. Os dados do Balanço
Energético Nacional indicam, no entanto, uma forte redução da auto-produção,
notadamente entre 1970 e 1986 (WALTER, 1994). A partir daí apresentou uma
pequena elevação e estima-se que a auto-produção contribua, em 1998, com
18
aproximadamente 6,7% da geração elétrica total (BEN, 1999). Em função da
precariedade dos dados, a participação da cogeração é ainda mais difícil de ser
identificada.
O GCPS - Grupo Coordenador do Planejamento dos Sistemas Elétricos,
da Eletrobrás, realizou um estudo - Estimativa do Potencial de Cogeração no
Brasil - em 1999, objetivando atender uma diretriz governamental (do Ministério
de Minas e Energia), onde informa a potência instalada de cogeradores e
identifica os potenciais de cogeração, com ênfase nos projetos passíveis de
inclusão nos Planos Decenais de Expansão, mediante consultas às
concessionárias, entidades de classe, empresas e literatura especializada.
Mais adiante serão analisados os resultados obtidos para o segmento de papel
e celulose.
A ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica - criada em
substituição ao DNAEE pela Lei 9427 (1996)7, com a finalidade de regular e
fiscalizar a produção, a transmissão e a distribuição de energia elétrica, vem
trabalhando na regulamentação de processos ligados à cogeração, como a
qualificação do cogerador, e à demanda suplementar de reserva (ambos
colocados em consulta pública em setembro de 1999) em conformidade com
as políticas e diretrizes do Governo Federal. Em 2000 (Resolução 21/2000) foi
definida a “qualificação do cogerador”.
Uma outra dificuldade para a implementação de projetos de cogeração
se refere ao gás natural, que era considerado uma opção privilegiada para a
cogeração e a produção descentralizada de eletricidade. Porém, passou a ser
visto sob uma nova óptica: 90% dos projetos de cogeração de eletricidade na
Grã-Bretanha, 75% nos EUA e 60% no Japão se baseiam no gás natural. Sua
utilização em sistemas de turbina a gás, de evolução tecnológica recente,
permite atingir elevada eficiência térmica e reduzidos custos de investimento
7
Em paralelo, foi criada a CSPE - Comissão de Serviços Públicos de Energia, com o papel de órgão
regulador e fiscalizador para atuar sobre os serviços de energia elétrica e distribuição de gás canalizado,
no Estado de São Paulo.
19
(SCHELEDER, 1997). Era esperado, inclusive, que com o gás da Bolívia,
ocorresse um deslocamento no tipo de combustível consumido para geração
de energia, substituindo, principalmente, o óleo combustível.
Porém, a partir de janeiro de 1999, em vista da elevação dos preços do
gás natural (cotado em dólares), em conseqüência da elevação da taxa de
câmbio, há sinalização da inviabilidade da geração termelétrica a partir desse
combustível, o que é agravado pelo fato de que também os equipamentos são
importados.
Em 1999 foi noticiado que investidores adiaram qualquer decisão de
investimentos em geração de energia a partir do gás natural da Bolívia, pois o
câmbio atual inviabiliza a geração termelétrica a partir de gás natural, estimada
em R$ 60/MWh. Na época em que o gás da Bolívia estava cotado entre 2 - 3
US$/MMBTU, ao câmbio da época (com o real valorizado em US$ 1,24), este
valor já era considerado elevado por muitos especialistas, para viabilizar
investimentos em Usinas Termelétricas com esse combustível. Diante do atual
patamar das taxas de câmbio, quase o dobro do que era anteriormente, existe
a possibilidade de se manter o gás natural num preço equivalente a 70% do
preço do óleo combustível, estimulando a competitividade do gás8. Depois
disso, foi estabelecido preço especial para o gás natural (1,94 - 2,26 -2,55
US$/MMBTU), visando viabilizar as UTE’s.
Uma indicação do papel reservado à cogeração nos próximos anos pode
ser obtida a partir da análise do Plano 2015, documento de referência do
planejamento de longo prazo do setor elétrico brasileiro. Neste documento é
reconhecida a importante contribuição dessa tecnologia para a expansão do
sistema elétrico em vários países. Para o caso brasileiro, no entanto, o texto se
limita à recomendação de seu estudo e a avaliação de seus impactos sobre o
8
COELHO, S.T., 1999 - CENBIO Notícias - no 5, p.2
20
sistema elétrico e energético nacional (WALTER, 1994). Em COELHO, 1999 é
apresentada uma discussão, em particular, a respeito da questão da reduzida
participação da cogeração e das energias renováveis no planejamento.
Em 1999 esperava-se que ocorressem mudanças, com a instalação da
Comissão Especial para definir as “Diretrizes Políticas para Implementação da
Cogeração”, no Ministério de Minas e Energia.
Entretanto, como será visto, a ênfase acabou por ser dada às térmicas a
gás natural (17.000 MW previstos em fevereiro de 2000), apresentado como
combustível “limpo”, sem maiores atenções à biomassa, a despeito do
potencial.
21
2. PROCESSO DE FABRICAÇÃO DE PAPEL E CELULOSE9
A título de informação básica será realizada uma apresentação geral do
processo de fabricação de celulose (incluindo a recuperação de produtos
químicos) e do processo Kraft de fabricação de papel. Existem outros
processos de produção de celulose, como por exemplo o processo
termomecânico, não incluídos aqui, porque fogem ao contexto.
2.1 . Processo de Fabricação da Pasta Celulósica
A madeira, matéria-prima utilizada na fabricação da celulose, é cortada
após atingir certa idade e diâmetro das toras. O transporte desde a floresta é
feito por meio de caminhões e são descarregadas através de agarradeiras
móveis que retiram as toras dos caminhões para serem colocadas nas mesas
transportadoras e enviadas aos tambores descascadores, que retiram e
separam as cascas.
As toras descascadas passam pelos picadores onde são reduzidas a
pequenos fragmentos chamados cavacos, que passam pelas peneiras
vibratórias, onde se separam as lascas e os finos, antes de entrarem nos
digestores.
O processo de cozimento é o chamado Kraft ou sulfato (o mais
utilizado), que consiste em tratar os cavacos com lixívia branca (que é uma
mistura de soda cáustica e sulfeto de sódio), a certa temperatura, pressão e
tempo. O cozimento é interrompido quando se atinge a dissolução do maior
grau possível de material não celulósico, composto principalmente de lignina e
extrativos, preservando, porém, a qualidade e o rendimento da celulose.
9
Este item se baseia em material recebido por ocasião de visita à Cia. Suzano de Papel e Celulose, em
1996.
22
Nesta etapa a celulose passa por um processo de depuração, onde são
separados os materiais não cozidos, como nós e palitos, bem como outras
impurezas.
O próximo passo é a lavagem, que separa da celulose os materiais
orgânicos dissolvidos durante o processo de cozimento, juntamente com os
inorgânicos. A lavagem consiste de vários estágios em sistema de
contracorrente e circuito fechado, desenvolvidos em equipamento conhecido
como mesa plana. A lixívia resultante do primeiro estágio, denominada lixívia
preta (ou licor negro), é enviada à unidade de evaporação.
Em seguida a celulose passa pelo processo de pré-branqueamento,
onde é submetida ao tratamento com oxigênio, em meio alcalino, num reator
pressurizado, a uma temperatura de 95 oC por, aproximadamente, 60 minutos.
A lignina residual dissolvida é deslocada no processo de lavagem na
segunda mesa plana, utilizando-se água quente e limpa no último estágio. A
lixívia deslocada do primeiro estágio é enviada ao chuveiro do último estágio de
lavagem da primeira mesa plana.
A celulose pré-branqueada é lavada e estocada, de onde pode ser
enviada ao branqueamento, para máquinas de papel ou unidades de secagem.
2.1.1. Recuperação dos Produtos Químicos
A recuperação dos produtos químicos é realizada em três etapas:
evaporação, caldeira de recuperação e caustificação, uma vez que sua
recuperação é importante por motivos econômicos e ambientais.
Na primeira etapa a água é evaporada para concentrar os sólidos,
constituídos de álcalis e lignina, para possibilitar a queima na caldeira de
recuperação.
23
A caldeira de recuperação, (também chamada caldeira Tomlinson) é o
equipamento mais importante e complexo da planta; é o maior tanto em
tamanho quanto em investimento dentro de uma fábrica de celulose, que usa
como combustível a lixívia preta concentrada.
A quantidade de lixívia preta gerada no mundo é de 0,5 milhões de
toneladas de sólido seco por dia, sendo quase 50% desse valor gerado na
América do Norte. O Brasil, junto com a Indonésia e outros países que
apresentam baixo custo de produção de madeira, têm mostrado um rápido
crescimento dessa taxa de geração, na produção de celulose (LARSON e
CONSONNI, 1997).
A maioria das caldeiras Tomlinson instaladas na América do Norte é da
década de 80, tendo vida útil de aproximadamente 5 a 20 anos; assim, a
maioria delas nos EUA (e Canadá) precisará, em breve, de cuidados ou
mesmo substituição. Com isso, espera-se que a cogeração com caldeiras
Tomlinson seja substituída pelos sistemas de cogeração com gaseificação da
lixívia, utilizando turbinas a gás, que oferecem eficiência elétrica mais elevada,
maiores cuidados ambientais, maior segurança para as indústrias (LARSON et
al., 1997).
A gaseificação da lixívia vem sendo desenvolvida nos EUA desde os
anos 80, porém, o primeiro gaseificador começou a funcionar em 1996. Vários
estudos foram realizados (CONSONNI et al., 1997) para verificar o
desempenho desses sistemas, incluindo a gaseificação da biomassa (LARSON
et al., 1997). LARSON e CONSONNI, 1997 avaliam diversas configurações
para gaseificação da lixívia e comparam com os sistemas de cogeração com
caldeiras Tomlinson.
As principais funções da caldeira Tomlinson são recuperar os produtos
químicos, transformando os sais de sódio da lixívia preta em carbonato de
sódio e sulfato em sulfeto de sódio e recuperar energia, produzindo vapor pela
combustão do material orgânico solubilizado durante o cozimento. Opera em
24
pressões e temperaturas elevadas (60 bar e 950 oC), que são valores comuns,
na prática, para minimizar corrosão na fornalha e no superaquecedor). O vapor
pode ser extraído da turbina a 4 bar e 12 bar para ser utilizado no processo.
Pode-se encontrar, em algumas plantas no mundo, caldeiras Tomlinson
operando a pressões mais elevadas (80 bar) (LARSON e CONSONNI, 1997).
Os produtos químicos obtidos nesse processo são dissolvidos em lixívia
branca fraca (água de processo) formando assim a lixívia verde, que é enviada
à caustificação, processo este que efetiva a conversão da lixívia verde em
lixívia branca reutilizável no processo de polpamento. Completa-se assim o
ciclo de álcalis.
O processo de branqueamento, citado anteriormente, pode ser definido
como um
tratamento físico-químico que tem por objetivo melhorar as
propriedades da pasta celulósica a ele submetida. Algumas propriedades
relacionadas com este processo são: alvura, limpeza e pureza química.
No branqueamento das pastas químicas, em que a maior parte da
lignina foi removida previamente pelo processo de polpação, devem ser
removidos derivados de lignina, ainda remanescentes na pasta. Após essa
remoção são aplicados produtos químicos que modificam quimicamente as
substâncias coloridas, descolorando-as.
Os parâmetros usuais que medem a eficiência do branqueamento são
as propriedades ópticas da pasta (alvura, brancura, opacidade e estabilidade
de alvura), relacionadas com a absorção ou reflexão da luz. Após isto a pasta
celulósica está pronta para ser bombeada para as máquinas de papel e/ou
para extração de celulose.
A figura 2.1. ilustra o processo de fabricação da pasta celulósica.
25
Figura 2.1 - Processo de Fabricação da Pasta Celulósica
toras
lenha
H2O
casca
descascamento
caldeira
biomassa
cavacos
superdim.
vapor
H2O
preparação de
cavacos
caldeira
óleo
vapor
cavacos
vapor
vapor
óleo combustível
licor de cozimento (licor branco)
NaOH, Na2S
cozimento
turbina
H2O
licor
depuração
e lavagem
energia
elétrica
evaporação
licor negro
(15% soda)
O2
deslignificação
com O2
licor negro
concentreado
(60 a 70% soda)
H2O
licor
lavagem
vapor (4 atm)
para o processo
caldeira de
recuperação*
vapor
H2O
vapor (12 atm)
para o processo
licor
verde
(lignina
residual
dissolvida)
licor de
cozimento
caustificação
(licor branco)
vapor
CaCO3
estoque
vapor
Forno de
calcinação
CaO de cal
máquina
de papel
W
unidades
de secagem
branqueamento
agentes de
branqueamento
para tratamento
de efluentes
pasta celulósica
para máquina de papel
*Transforma os sais de sódio em Carbonato de Sódio e Sulfeto de Sódio.
Fonte: Cia Suzano de Papel e Celulose, 1998.
óleo combustível
26
2.2. Processo de Fabricação do Papel
As máquinas para fabricação de papel são equipamentos que permitem
produzir uma folha de papel de uma largura determinada e de um comprimento
infinito. São por isso conhecidas como máquinas contínuas. São máquinas
modernas, constituídas de várias seções independentes, cada seção com uma
característica própria e com funções definidas.
A fabricação do papel consiste essencialmente de três etapas principais,
partindo-se da matéria-prima (celulose), que são: preparação da massa,
formação da folha e secagem.
Na primeira etapa - preparação da massa - é realizado o desfibramento
para soltar as fibras numa solução de água, é feita a depuração, destinada a
manter a pasta livre de impurezas e, também, a refinação que dará qualidades
exigidas ao papel através da moagem das fibras. Além disso, é feito o
tingimento, a colagem (adição de cola de breu), a correção do pH e a adição de
aditivos.
A segunda etapa - formação da folha - poderá ser realizada de maneira
manual, em mesa plana ou num cilindro.
A terceira e última etapa é a secagem, que é conseguida, inicialmente,
prensando-se a folha, para retirar toda a água possível, e depois, fazendo-a
passar por cilindros de ferro aquecidos, dispostos em duas linhas,
horizontalmente, uma sobre a outra. A alimentação de vapor e a retirada de
condensado são feitas através dos eixos.
A figura 2.2. ilustra o processo de fabricação de papel.
27
Figura 2.2. - Processo de Fabricação de Papel
Pasta Celulósica
Aditivos
Preparação de Massa
Formação
Água Branca
(Branqueamento)
Máquina de Papel
Prensagem
Secagem
Vapor
Papel
Acabamento
Papel Embalado
Fonte: Cia. Suzano de Papel e Celulose, 1998.
28
3. O SEGMENTO DE PAPEL E CELULOSE
3.1. Situação Atual do Segmento
Neste capítulo, será feita uma análise do consumo de energia no grupo
de empresas considerado, por categoria, bem como do consumo de
combustíveis fósseis e de biomassa, a partir de dados médios do segmento,
levantados pela BRACELPA - Associação Brasileira dos Fabricantes de
Celulose e Papel, dos dois últimos anos disponíveis (1995/1996).
O segmento de papel e celulose foi escolhido para o presente estudo
pelo fato de ser altamente intensivo em consumo de energia elétrica/térmica e
de ter disponibilidade de combustível, como a lixívia (ou licor negro) subproduto
do processo de fabricação da celulose e biomassa (lenha, cascas, resíduos
florestais).
Segundo a BRACELPA, as indústrias do segmento estão divididas em
quatro categorias, a saber:
-
Categoria A: Indústrias de Celulose
-
Categoria B: Indústrias de Papel
-
Categoria C: Indústrias de Papel para fins Sanitários
-
Categoria D: Indústrias Integradas - fabricantes de papel e celulose
O segmento de papel e celulose está incluído entre os mais eletrointensivos do setor industrial. As indústrias de celulose, geram grande parte da
eletricidade consumida (80 a 85%), bem como as integradas, fabricantes de
papel e celulose (50 a 60%), a partir da lixívia produzida no próprio processo e
de biomassa em geral. No entanto, as indústrias de papel produzem apenas
10% da eletricidade necessária no processo, sendo o restante comprado das
concessionárias, pelo fato de não terem disponibilidade de combustível
produzido nas próprias empresas (BRACELPA, 1998).
29
Pelo fato do segmento ser eletro-intensivo, o processo de cogeração
aparece como de fundamental importância: nele, além da produção de energia
elétrica (de origem termelétrica) a ser consumida no processo, é gerado o
vapor necessário (energia térmica), na maior parte dos casos em paridade
térmica10, como analisado a seguir.
As atividades do segmento proporcionam 102 mil empregos diretos,
sendo cerca de 67 mil na indústria e outros 35 mil na lavoura. Plantou e
reformou 102 mil hectares de reflorestamentos, sendo que ao final do ano de
1997 existiam 1,423 milhão de hectares próprios (BRACELPA, 1998). O
consumo de madeira durante o ano de 1997 foi estimado em 48,6 milhões de
m3, sendo 89% para produção de celulose/pastas e 11% para fins energéticos
(BRACELPA, 1998).
Em 1995 a produção nacional foi de 5,8 milhões de toneladas de papel e
5,4 milhões de toneladas de celulose. Já em 1997 a produção foi de 6,5
milhões de toneladas de papel (5,5% maior que em 1996) e 6,3 milhões de
toneladas de celulose (2,1% maior que em 1996), que representou um
faturamento equivalente a R$ 7,1 bilhões. A programação de expansão do
segmento até 2002 é para mais 2,25 milhões de toneladas de celulose
(BRACELPA, 1998).
A partir da década de 80, devido aos sucessivos aumentos de preço do
petróleo, foi implantado, pelo Governo Federal, um programa de substituição
de combustíveis importados (derivados de petróleo); através deste programa, a
participação destes combustíveis fósseis caiu de 49% para 19% do total, em
1996 (BRACELPA, 1997). Em termos de energia elétrica, entretanto, o
crescimento baseou-se na eletricidade comprada das concessionárias (de
56,3% para 66,6% do total consumido de eletricidade, BRACELPA, 1991).
Houve uma inversão nesses valores, e em 1996 as indústrias do segmento
compraram 48,55% do total consumido (BRACELPA, 1997).
10
Paridade térmica é a forma de operação em que a quantidade de eletricidade gerada é definida a partir
do consumo de vapor do processo.
30
Para se analisar a situação atual, será apresentado um levantamento de
dados feito pela BRACELPA, onde
foram consideradas 96 empresas
informantes, 38 empresas estimadas, de um total de 154 cadastradas,
utilizando todos os tipos de combustíveis, independente do fato de serem
comprados ou inerentes ao processo, inclusive energia elétrica consumida em
caldeiras e capotas de máquinas de papel.
A auto-produção de eletricidade no segmento de papel e celulose é
ainda reduzida: apenas 26,7% das indústrias possuem geração própria,
correspondendo a aproximadamente 48% da energia total consumida (tabela
3.2. e figura 3.2.), média brasileira de 199611 e dependente do tipo de indústria,
conforme pode ser observado na tabela 3.1. e figura 3.1.. A maioria das
empresas de papel não tem geração própria: apenas 15 (15,15%) em um total
de 99 empresas no Brasil possuem geração própria, das quais 13 com
hidreletricidade e 2 com geração térmica. O contrário é observado nas
indústrias integradas, onde de 26 empresas, 17 (65,38%) possuem geração
própria (11 com geração térmica, uma com hidreletricidade e 5 com
hidreletricidade e térmica). Nas de celulose, de um total de 6 empresas, 3
possuem geração térmica e uma possui geração térmica e hidrelétrica
(BRACELPA, 1997).
De acordo com os dados da tabela 3.1., pode-se observar que, em
termos de produção, as indústrias de papel e integradas apresentam uma
pequena redução (-2,79% e -2,22%, respectivamente); as outras obtiveram
significativo aumento: 18,49% nas de celulose, 10,70% nas de sanitários.
Considerando-se a situação econômica de recessão do país, nessa época,
estes resultados podem ser considerados como positivos.
11
Vilas Boas, P. BRACELPA. Comunicação Pessoal. São Paulo, 1998.
31
Tabela 3.1. - Consumo de Eletricidade no Segmento de Papel e Celulose, por
Categoria (MWh)
INDÚSTRIA
Celulose
1995
A. Produção
12
1996
Papel
1995
Sanitários
1996
Integradas
1995
1996
456.259
505.064
4.198.112 4.104.833
1.727
7.500
2.734.570 2.337.837
1.207.510 1.224.535
384.242
471.525
1.907.456 1.956.208
1.912.379 2.200.755 1.289.851 1.335.134
385.969
479.025
4.642.026 4.294.045
846
948
1.811.152 2.146.009 1.977.359 1.922.267
1995
1996
B. Consumo
de Eletricid.
B1. Auto-
1.539.502 1.818.809
13
Gerada
B2.
Comprada
372.877
381.946
82.341
110.599
B3.
Consumo
total
C. Consumo
Específico
1056
1026
652
695
1106
1046
(kWh/t)
Fonte: BRACELPA,1997.
Ainda na tabela 3.1., analisando-se o consumo de eletricidade do
segmento, chega-se a conclusões importantes. Atualmente as tarifas de
eletricidade
estão
particularmente
reduzidas
para
os
consumidores
industriais14. Este fato faz com que a auto-geração de eletricidade pela própria
empresa seja desinteressante do ponto de vista econômico, como veremos
adiante. Por outro lado, inexplicavelmente, observou-se significativo aumento
12
Não incluem as indústrias produtoras de pasta de alto rendimento, altamente intensivas em consumo
de eletricidade (2.084 kWh/t). No Brasil elas representam apenas 4,1% da produção vendável, mas
consomem 8,28% da eletricidade total consumida pelo segmento (BRACELPA,1996).
13
Na energia elétrica auto-gerada foi considerada tanto a eletricidade de origem termelétrica como
hidrelétrica. Nas indústrias de papel, a participação da hidreletricidade é de 26.678 kW, correspondendo
a 87,8% de um total de 30.387 kW instalados para geração própria (representando 35,9% da potência
hidrelétrica total instalada da categoria). Entretanto, nas indústrias integradas, a hidreletricidade se
apresenta com participação de 46.564 kW instalados de um total de 621.582 kW instalados para geração
própria, correspondendo a 7,5% (representando 62,7% da potência hidrelétrica total instalada da
categoria). Nas indústrias de celulose a participação da hidreletricidade é reduzida, tanto no total autogerado (0,34%) quanto na participação da potência hidrelétrica total instalada da categoria (1,35%)
(BRACELPA, 1997).
14
Por exemplo, para a Elektro - concessionária do Estado de São Paulo - a tarifa média para os
consumidores Classe A2 em 1999, é de 47 R$/MWh. No entanto, informações do segmento, reportam
uma média de 67 R$/MWh, no Paraná (COPEL).
32
no consumo específico de eletricidade de 1995 para 1996, nas indústrias de
papel e sanitários, como mostra a tabela 3.1., contrariando a tendência de
conservação e utilização racional de energia. Observe-se que este fato não se
verificou nas indústrias de celulose e integradas, que reduziram seu consumo
específico em 2,8%, de 1995 para 1996.
Figura 3.1. - Porcentagem do Consumo Total de Energia por Categoria
% DO CONSUMO TOTAL DE
ENERGIA POR CATEGORIAS
1996
16,1%
5,8%
26,5%
Sanitários
51,7%
Integradas
Celulose
Papel
Fonte: BRACELPA, 1997.
Tabela 3.2. - Evolução no Consumo Total de Eletricidade no Segmento de
Papel e Celulose (MWh)
Consumo de
1995
% do total
1996
% do total
Auto-gerada
4.358.140
52,95
4.274.745
51,45
Comprada
3.872.085
47,85
4.034.214
48,55
TOTAL
8.230.255
Eletricidade
Fonte: BRACELPA, 1997.
8.308.959
33
Figura 3.2. - Porcentagem do Consumo Total de Energia do Segmento
% DO CONSUMO TOTAL DE
ENERGIA DO SEGMENTO
1996
48,55%
Auto-gerada
51,45%
Comprada
Fonte: BRACELPA, 1997.
Nas indústrias de celulose e nas integradas, é consumida toda a lixívia
produzida (subproduto inevitável do processo Kraft, ou sulfato, de fabricação de
celulose, poluente, que é queimado na caldeira de recuperação, gerando o
vapor), e que reduz substancialmente o consumo de outros combustíveis
(LARSON, 1990, BONOMI, 1985). Mesmo assim, ocorre significativo consumo
de óleo combustível, em particular nos fornos de cal; recentemente vem
inclusive ocorrendo aumento no consumo deste derivado (24% de 1996 para
1997, BRACELPA, 1998), provavelmente devido aos seus preços reduzidos.
Pelo fato de possuírem a matéria-prima (madeira), estas indústrias consomem
também combustíveis de origem vegetal (biomassa), que corresponde aos
resíduos disponíveis após o processamento da madeira (cavacos, cascas e
resíduos florestais em geral), além da lenha (tabela 3.3.).
Assim, nas indústrias de celulose e nas integradas, devido à grande
disponibilidade de subprodutos do processo (tabela 3.3.), a auto-geração de
eletricidade é elevada (tabela 3.1.); nas fábricas de celulose, por exemplo, foi
gerada, em 1996, 82,64% da energia elétrica consumida, principalmente a
34
partir de origem termelétrica, queimando lixívia e biomassa; daí o elevado
consumo desses combustíveis verificado na tabela 3.3.. É gerada, também,
uma pequena quantidade de eletricidade de origem hidrelétrica, porém,
desprezível quando comparada com a de origem térmica.
Nas indústrias integradas, a situação de auto-produção é a seguinte:
apesar da quantidade de eletricidade auto-gerada (64%) ser menor quando
comparada com a das fábricas de celulose (82,6%), deve-se observar o fato do
consumo de eletricidade ser elevado no setor de papel da fábrica integrada
(tabela 3.1.). O perfil de consumo de combustíveis é semelhante ao das
indústrias de celulose, sendo mais expressivo o consumo de óleo combustível
(tabela 3.3.), pela necessidade de complementar a energia gerada por
cogeração.
Nas indústrias de papel (papel e sanitários), a situação é diferente. Pelo
fato de não haver combustível disponível gerado pelo próprio processo, a autogeração de eletricidade é efetuada em Usinas Hidrelétricas ou com
combustíveis comprados (óleo combustível e/ou lenha e em alguns casos gás
natural proveniente da Bacia de Campos - tabela 3.3.), o que não é viável
economicamente, devido às baixas tarifas cobradas pelas concessionárias de
energia elétrica (COELHO et al., 1995 e 1993). Por isso observa-se que a
parcela de eletricidade auto-gerada nestas indústrias é ainda reduzida, como
pode ser observado na tabela 3.1..
O
gás
natural
começa
a
ter
uma
participação
significativa,
principalmente nas indústrias localizadas em região onde, atualmente, há
disponibilidade (eixo Rio-São Paulo). Era esperado que, com o gás da Bolívia,
ocorresse um deslocamento no tipo de combustível consumido, substituindo
principalmente o óleo combustível. Porém, no presente momento, em vista da
elevação dos preços do gás natural (cotado em dólares), em conseqüência da
elevação da taxa de câmbio, há sinalização da inviabilidade da geração
termelétrica a partir desse combustível. No momento em que este trabalho
estava sendo editado ocorreu definição de tarifas especiais de gás natural para
35
Usinas Termelétricas (2,26 US$/MMBTU)15, mas não houve definição de
condições especiais para cogeração.
A partir da tabela 3.3. observa-se uma estabilidade no consumo
específico de combustíveis em todas as indústrias do segmento, em média. No
entanto o consumo total de óleo combustível aumentou significativamente nas
indústrias de celulose e de papel (139,12% e 34,84%, respectivamente) e
apresentou uma pequena redução nas de papel
para
fins
sanitários e
integradas (-0,09% e -1,56%, respectivamente).
A energia elétrica mencionada nas tabelas 3.3. e 3.4. a seguir, para fins
térmicos, é devida a caldeiras elétricas implantadas no segmento em épocas
anteriores, das quais ainda existem algumas não desativadas, porém, é
evidente, pelos dados, o andamento do processo de extinção dessas caldeiras.
Observe-se que, apesar de mencionado pela BRACELPA (tabelas 3.3. e
3.4.), os combustíveis são usados para fins térmicos, os valores citados
incluem os combustíveis utilizados para a cogeração de eletricidade, que em
alguns
casos
é
significativa;
não
se
encontram
disponíveis
dados
desagregados sobre o consumo de combustíveis para fins térmicos e de
geração de energia elétrica.
Com os valores fornecidos pela BRACELPA16 (tabela 3.4.), pode-se
construir a figura 3.3., que mostra a participação de cada energético na matriz
do segmento, onde se nota que a lixívia é o principal combustível utilizado,
representando 48,26% de todo o combustível utilizado. Em seguida vêm os
derivados da madeira (lenha, cascas e cavacos) que representam 23,68%,
enquanto que os combustíveis fósseis (óleo combustível, gás natural e outros)
limitam-se a 21,94%. O restante é composto por vários outros energéticos de
15
Jornal - O Estado de São Paulo - 24/09/1999.
Para elaboração da matriz energética do segmento, todos os insumos energéticos foram transformados
em toneladas equivalentes de óleo combustível, utilizando-se para este fim os valores constantes no
Anexo I.
16
36
pouca representatividade no segmento, como por exemplo, o bagaço de cana,
o carvão mineral e a energia elétrica comprada.
Figura 3.3. - Matriz Energética do Segmento em 1996
MATRIZ ENERGÉTICA DO SEGMENTO DE
PAPEL E CELULOSE - 1996
3%6%
10%
9%
5%
48%
Cavacos
Óleo Combustível
Outros
Lenha
Licor Negro
19%
Cascas
Gás Natural
Fonte: BRACELPA, 1997.
O segmento de papel e celulose tem grande potencial para se tornar
auto-suficiente em termos energéticos, produzindo todo o vapor e eletricidade
necessários ao processo, mas, como se observou, a auto-geração é ainda
bastante reduzida.
São bastante conhecidas as dificuldades do setor industrial quanto à
garantia de disponibilidade de energia, devido às eventuais falhas e
interrupções do sistema elétrico e à falta de confiabilidade da transmissão e
distribuição da energia elétrica. São, também, amplamente conhecidas as
vantagens para o setor em garantir o seu suprimento, sem risco de interrupção.
A seguir as tabelas 3.3. e 3.4. ilustram o consumo de combustíveis do
segmento, dos dois últimos anos disponíveis (1995 e 1996).
Tabela 3.3. - Consumo de Combustíveis, para Fins Térmicos, no Segmento de Papel e Celulose, por Categoria (teoc)
INDÚSTRIA
Celulose
1995
Papel
Sanitários
1995
1996
Integradas
1995
1996
1996
1995
1996
2.146.009
1.977.359
1.922.267
456.259
505.064
4.198.112
4.104.833
1.811.152
A – Produção (t)
B – Consumo de Derivados
94.184
B.1-Óleo Combustível
34.691
B.2-Gás Natural
0
B.3-Outros Derivados
128.875
Sub-total
C – Consumo de Alternativos (teoc)
25.513
C.1-Lenha
153.088
C.2-Cavacos
71.234
C.3-Cascas
104.262
C.4-Resíduos
0
C.5-Bagaço de Cana
0
C.6-Carvão Mineral
904.862
C.7-Licor Negro
4.207
C.8-Energia Elétrica
7.828
C.9-Outras Alternativas
1.270.993
Sub-total
225.211
37.598
53
262.862
164.292
42.544
0
206.836
221.534
59.446
0
280.980
44.407
14.800
8.462
67.669
44.367
7.024
13.330
64.720
461.065
37.955
1.031
500.321
453.888
44.388
1.261
499.538
44.438
150.023
94.542
94.385
920
0
1.064.938
0
2.119
1.452.264
190.505
112.221
6.214
4.542
0
0
0
11.171
0
324.653
119.181
109.593
2.023
2.863
0
0
0
2.635
770
237.065
39.639
17.068
0
0
995
0
0
1.682
0
59.384
45.571
7.777
0
0
1.117
0
0
1.839
0
56.304
215.653
329.132
235.420
13.236
3.853
134.090
1.313.852
8.890
281
2.254.407
232.114
212.757
177.169
23.772
22.725
152.887
1.372.739
2.686
161
2.197.011
D – Consumo total (B+C)
1.399.869
1.715.126
531.489
518.046
127.053
121.024
2.754.727
2.696.548
773
799
269
269
278
240
656
657
(teoc)
17
E – Consumo Específico
kgeoc (1000xD)/A
Fonte: BRACELPA, 1997.
17
Os consumos específicos são calculados dividindo-se o consumo em kg pela produção líquida em toneladas, sendo que todos os combustíveis são
transformados em equivalente de óleo combustível, usando-se os poderes caloríficos médios do Anexo I.
37
38
Tabela 3.4. - Consumo de Combustíveis, para Fins Térmicos, no Segmento de
Papel e Celulose (teoc)
1995
1996
Variação
8.442.882
8.687.778
2,90%
B1. Óleo combustível
763.948
945.000
23,7%
B2. Gás Natural
129.990
148.456
14,21%
9.763
14.643
49,99%
903.700
1.108.100
22,62%
C1. Lenha
471.310
441.304
-6,37%
C2. Cavacos
611.509
481.051
-21,33%
C3. Cascas
312.868
273.734
-12,51%
C4. Resíduos
122.040
121.019
-0,84%
4.848
24.762
410,73%
134.090
152.887
14,02%
2.218.714
2.437.677
9,87%
C8. Energia Elétrica
25.950
7.160
-72,41%
C9. Outras Alternativas
8.109
3.050
-62,39%
Sub – Total (t)
3.909.437
3.942.644
0,85%
D. Consumo Total (B+C) (t)
4.813.138
5.050.744
4,94%
570
581
1,98%
A. Produção (t)
B. Consumo de Derivados (t)
B3. Outros Derivados
Sub - Total
C. Consumo de Alternativos (t)
C5. Bagaço-de-Cana
C6. Carvão
C7. Licor Negro
E. Consumo Específico18 (kgeoc)
(1000 x D)/ A
Fonte: BRACELPA, 1997.
Pelo exposto, a implementação da cogeração no segmento de papel e
celulose aparece como uma possibilidade de produzir benefícios para os
setores envolvidos, bem como para a sociedade como um todo.
A seguir (item 3.2.) apresentamos o levantamento de dados de um
grupo de empresas selecionadas, com a finalidade de avaliar a situação atual
18
Idem tabela anterior.
39
de cogeração do grupo, bem como o seu potencial de geração de eletricidade
com a introdução de tecnologias mais eficientes, utilizando combustíveis com
menor impacto ambiental.
3.2. Levantamento de Dados de um Grupo de Empresas Selecionadas
O segmento de papel e celulose é um dos segmentos industriais com
maior consumo de energia, tendo consumido mais de 8.000 GWh de
eletricidade em 1996, representando 8% do consumo do setor industrial
(BRACELPA, 1997). Entretanto, apesar da grande quantidade de subprodutos
de processo existentes nas indústrias integradas e de celulose, o segmento
ainda apresenta reduzida capacidade de auto-geração. Por outro lado,
observou-se um aumento significativo no consumo de combustíveis fósseis
(20% de 1995 para 1996, BRACELPA, 1997), e uma redução nos combustíveis
renováveis, com uma maior emissão de poluentes.
Para uma análise preliminar do potencial de cogeração nas indústrias de
papel e celulose (que será apresentado no item 4.3.) foi selecionado um grupo
de seis empresas integradas, que apresenta uma produção de 231.265 t/mês
de celulose e 181.435 t/mês de papel, correspondente a 45% da produção
nacional do segmento. Em média, a energia elétrica produzida por cogeração
(210 MW) nas empresas escolhidas corresponde a 65% do consumo do grupo
(234.388 MWh/mês).
A finalidade do estudo é avaliar a introdução de tecnologias mais
eficientes, já comercializadas no país, bem como a utilização de combustíveis
com menor impacto ambiental.
Os levantamentos efetuados permitem a avaliação da situação atual dos
sistemas de cogeração existentes nas empresas da amostra, bem como a
avaliação do potencial de geração de eletricidade com a introdução das
tecnologias mais eficientes.
40
A tabela 3.5. apresenta o perfil energético do grupo de empresas
selecionadas e compara com os dados globais do segmento (planilha Anexo
II).
Tabela 3.5. - Perfil Energético do Grupo de Empresas Selecionadas
Comparado com o Segmento de Papel e Celulose
Dados Globais**
Produção de Celulose
Grupo de Empresas
Selecionadas*
514.167
231.265
511.667
181.435
356.229
151.438
336.184
82.950
692.413
234.388
(t/mês)
Produção de Papel
(t/mês)
Energia Elétrica AutoGerada
(MWh/mês)
Energia Elétrica
Comprada (MWh/mês)
Energia Elétrica Total
(MWh/mês)
Fonte: *Velázquez et al., 1999 e **BRACELPA, 1997.
Como pode-se observar pela tabela acima, o grupo de empresas
selecionadas é responsável por 45% da celulose e 35% do papel produzidos
pelo segmento. A energia elétrica auto-gerada pelo grupo eqüivale a 65% da
energia total consumida por ele e a 43% da quantidade auto-gerada pelo
segmento e sua energia total consumida, a 34% daquela consumida pelo
segmento.
Foram analisadas, neste grupo, apenas as indústrias integradas
(fabricantes de papel e celulose), uma vez que trabalhos anteriores já
analisaram o potencial de cogeração nas indústrias de papel, em termos
tecnológicos, em particular com a utilização de turbinas a gás, permitindo até
41
mesmo
a
geração
de
excedentes
(que
poderiam
ser
vendidos
às
concessionárias) (COELHO et al.,1995, COELHO et al., 1993). Na época
contava-se com o gás natural da Bolívia como disponibilidade futura, e assim o
emprego de turbinas a gás seria indicado (pelo melhor desempenho que os
ciclos de turbina a vapor convencional).
Atualmente, do ponto de vista técnico, de fato o segmento tem
possibilidades de se tornar auto-suficiente em termos energéticos, produzindo
todo o vapor e eletricidade necessários ao processo, mas as barreiras
econômicas continuam significativas, como analisado adiante.
42
4. ANÁLISE TÉCNICA DO PROCESSO DE COGERAÇÃO
Neste capítulo são analisadas, do ponto de vista técnico, as tecnologias
disponíveis. São calculados os rendimentos possíveis de serem obtidos em
processos já existentes, utilizando equipamentos mais eficientes. São
calculadas, também, as potências possíveis de serem geradas elevando-se a
pressão de operação das caldeiras e introduzindo-se o condensador. É
analisada a utilização de turbinas a gás em conjunto com turbinas a vapor, nos
chamados ciclos combinados.
4.1. Definição de Cogeração
Cogeração é um vocábulo de origem americana empregado desde os
anos setenta para designar a geração simultânea de calor e trabalho (energia
mecânica/elétrica). Nas unidades de cogeração, o calor e o trabalho são
produzidos a partir da queima de um único combustível, com a recuperação de
parte do calor rejeitado, qualquer que seja o ciclo termodinâmico empregado.
Desta forma trata-se de um processo de geração de energia mais eficiente do
que simplesmente a geração de energia elétrica, pois a partir da cogeração
ocorrem dois produtos. Em conseqüência imediata da maior eficiência, tem-se
a menor emissão de poluentes, desde que seja utilizado o mesmo combustível.
É uma tecnologia conhecida e empregada desde o início do século XX;
porém, com o passar dos anos, foi perdendo a importância (meados dos anos
70) e a partir da década de 80 foi recuperando sua posição devido às
tendências de desregulamentação do setor elétrico em alguns países e à
adoção de políticas de racionalização do uso da energia. No final dessa década
passou a ser valorizada também pela minimização dos impactos ambientais
(WALTER, 1998), com redução das emissões globais de CO2 (o sistema
consome quantidade menor combustível, comparado com os sistemas
43
convencionais) e pela maior possibilidade de emprego de combustíveis
renováveis, como a biomassa.
Segundo HORTA NOGUEIRA, 1994, na cogeração são importantes as
seguintes relações:
α = energia mecânica / elétrica
(processo)
energia térmica
β = energia mecânica / elétrica
(central térmica)
energia térmica
Os valores de α dependem somente do processo, sendo mais elevados
quanto mais energia mecânica/elétrica se requeira, por unidade de energia
térmica. Já o coeficiente β é função exclusiva do sistema de cogeração, ou
seja, da tecnologia e do rendimento do equipamento utilizado19.
A relação energia mecânica/térmica (de processo) para segmentos
industriais brasileiros varia, em média, de 0,070 (alimentos/bebidas) a 3,701
(metalurgia), sendo que para o segmento aqui estudado se encontra com o
valor médio de 0,213.
A cogeração apresenta inúmeras vantagens e entre elas deve-se citar
as altas eficiências globais de conversão térmica (75 a 90%)20, muito
superiores aos índices da geração térmica convencional. Como citado
anteriormente, apresenta vantagens em termos ambientais, além da garantia
de fornecimento com a utilização, inclusive, de rejeitos e subprodutos dos
processos. Por outro lado , existem inconvenientes, tais como: rentabilidade em
muitos casos duvidosa, confiabilidade não garantida e motivação relativamente
19
Maiores detalhes podem ser encontrados em HORTA NOGUEIRA, 1994.
η =( Qproc + W ) / Qcomb . No entanto, rigorosamente, pela 2a Lei da Termodinâmica, calor e trabalho
são energias de qualidade diferente, pois calor não pode ser transformado integralmente em trabalho
(embora o inverso seja possível), e não poderiam ser somadas algebricamente.
20
44
limitada, devido aos elevados níveis de investimento e do tempo de retorno
(WALTER, 1994).
Conforme analisado no capítulo anterior, em particular devido as limitações
econômicas do setor elétrico, dependente da participação do capital privado, a
cogeração se apresenta como uma opção interessante na contribuição à oferta
de energia elétrica, permitindo a geração descentralizada, com unidades
menores, mais flexíveis, próximas aos centros de consumo, além de serem
sistemas mais eficientes e menos poluentes.
4.2.
Tecnologias de Cogeração para o Segmento de Papel e Celulose
As tecnologias de cogeração podem ser separadas em dois grandes
grupos, de acordo com a ordem relativa de geração de potência e calor: os
ciclos topping (figura 4.1.) e os ciclos bottoming (figura 4.2.).
Figura 4.1. - Sistema de Cogeração Tipo Topping
Combustível
Água
Caldeira
vapor
Turbina
WT
vapor para o processo
Fonte: PERES, 1999.
45
Figura 4.2. - Sistema de Cogeração Tipo Bottoming
Combustível
vapor
Água
Caldeira
para o
processo
Tur-
WT
bina
vapor
Fonte: PERES, 1999.
Nas tecnologias que operam segundo o ciclo topping, os gases de
combustão a uma temperatura mais elevada são utilizados para geração de
eletricidade ou de energia mecânica. O calor rejeitado pelo sistema de geração
de potência é utilizado para atender os requisitos de energia térmica do
processo; assim, esta modalidade de cogeração produz energia elétrica ou
mecânica para depois recuperar calor, que é fornecido geralmente na forma de
vapor para o processo (podendo também fornecer água quente ou fria e ar
quente ou frio). Esta é a configuração mais comum dos processos de
cogeração.
As tecnologias que operam segundo o ciclo bottoming envolvem a
recuperação direta de calor residual (que normalmente é descarregado na
atmosfera), para a produção de vapor e energia mecânica ou elétrica (em
turbinas de condensação e/ou contrapressão). Nesse tipo de tecnologia,
primeiro a energia térmica é usada no processo, e então a energia dos gases
de exaustão é utilizada para a produção de energia elétrica ou mecânica.
46
Apenas os ciclos topping podem fornecer real economia na energia
primária, pois a maioria das aplicações dos processos requer vapor de baixa
pressão, que é convenientemente produzido neste ciclo.
A produção de eletricidade num ciclo a vapor, de uma forma geral, é
feita através de um ciclo de Rankine tradicional com turbina a vapor, o que
corresponde a uma tecnologia em uso comercialmente há mais de 100 anos.
No caso de geração somente de energia elétrica, usa-se uma turbina de
condensação: o vapor na saída da turbina vai para o condensador onde é
totalmente condensado para retornar à caldeira. Para produção simultânea de
eletricidade e vapor (cogeração), pode-se usar a turbina de contrapressão
(figura 4.3.), a mais usada atualmente no Brasil, ou uma turbina de
condensação e extração, no processo chamado CEST - Condensing Extraction
Steam Turbine (figura 4.4.). Neste processo, parte do vapor é extraído da
turbina numa pressão intermediária, indo para o processo; o restante expande
na turbina até a pressão do condensador, condensa e retorna à caldeira
juntamente com o condensado do processo. Este é o processo com turbina a
vapor que apresenta os melhores rendimentos de produção de energia elétrica
(COELHO, 1992).
4.2.1. Tecnologias em Uso no Segmento de Papel e Celulose
Como já visto, as indústrias de celulose, pelo fato de terem
disponibilidade de combustíveis (lixívia e resíduos de madeira, em grandes
quantidades e praticamente sem custo), tendem a ser auto-suficientes
(gerando de 80 a 85% da eletricidade consumida) (BRACELPA, 1997 e
COELHO, 1993). A lixívia produzida possui significativo poder calorífico21, por
isso, quando é alimentada nas “caldeiras de recuperação” para recuperar os
reagentes químicos, é aproveitada para produzir vapor d’água. No entanto,
esta produção de vapor a partir da lixívia não é suficiente para o consumo nas
fábricas de celulose, havendo necessidade de complementação em caldeiras
21
PCI médio de 13.000 kJ/kg.
47
convencionais, que utilizam biomassa (lenha, cavacos, cascas, resíduos
florestais) e mesmo óleo combustível.
Também nas indústrias integradas (produção de papel e celulose), a
porcentagem de energia elétrica produzida por cogeração é significativa (50 a
60% em 1996). O vapor gerado na caldeira de recuperação, a partir da lixívia,
corresponde a 55 - 85% do vapor consumido no processo de celulose e papel.
Os dois tipos de caldeira utilizados, em geral, produzem vapor de média
e alta pressão (40 a 60 bar, dependendo da pressão da caldeira de
recuperação), que expande em turbinas a vapor de contra-pressão; as
extrações intermediárias são efetuadas para fornecer vapor nas diferentes
pressões requeridas pelo processo. Em geral não é utilizado condensador. No
caso das indústrias integradas, as extrações de vapor são a 4 e 12 bar para
consumo no processo, conforme mostra, a seguir, a figura 4.3..
Figura 4.3. - Turbina a Vapor de Contra-pressão
CALDEIRA
alta
pressão
retorno de
condensado do processo
TURBINA
para o
gerador
para o processo (4 atm)
para o processo (12 atm)
Fonte: COELHO et al., 1996.
48
No forno de cal é queimado óleo combustível (65 a 202 kg de o.c./t
22
CaO ). Estudos efetuados (BONOMI, 1985) avaliam a possibilidade de
substituição de óleo combustível pela lenha; no entanto, os baixos preços do
óleo combustível no Brasil23 não incentivam a substituição e muitas indústrias
usam-no também como complemento nas caldeiras a vapor, além da
biomassa.
Nas indústrias de papel não há disponibilidade de combustível na planta.
O combustível comprado é queimado em caldeiras de baixa pressão (10 a 12
atm), às vezes expandindo em turbinas de contrapressão até 4 atm (em
média), para ser utilizado na máquina de papel (2,8 kg de vapor / tonelada de
papel, COELHO e IENO, 1993). Em muitos casos, não existe turbina, o vapor
expande em válvulas redutoras de pressão, sendo também usadas Usinas
Hidrelétricas.
Nestas indústrias a situação é mais delicada, pois a maioria da
eletricidade consumida é comprada das concessionárias (91,71% em 1996 BRACELPA, 1997). Em geral, o combustível usado é óleo combustível e/ou
lenha (em alguns casos, gás natural da Bacia de Campos).
4.2.2. Tecnologias Comercialmente Disponíveis
Este item analisa as tecnologias disponíveis para aumentar o
rendimento dos processos de cogeração.
4.2.2.1. Ciclo CEST - Condensing Extration Steam Turbine
A aplicação mais imediata é o aumento de pressão nas caldeiras (60 a
80 atm) e a introdução de turbinas de extração-condensação no processo
chamado Ciclo CEST - Condensing Extraction Steam Turbine (figura 4.4.).
22
23
Uma caldeira usada na produção 1000 t/d de celulose consome 200 t/d de cal (CaO) (BONOMI, 1985).
Óleo 1A, colocado na planta: 0,1258 US$/kg. GASPARIN, M., Klabin. Comunicação Pessoal. 2000.
49
Neste processo, parte do vapor é extraído da turbina em uma ou mais
pressões intermediárias, indo para o processo e o restante expande na turbina
até a pressão do condensador, condensa e retorna à caldeira juntamente com
o condensado do processo.
Figura 4.4. - CEST - Condensing Extraction Steam Turbine Cycle
CALDEIRA
Licor negro
CALDEIRA
Biomassa
Turbina de
alta pressão
CALDEIRA
Lenha
complementar 24
para o gerador
TURBINA
Vapor de processo (12 atm)
BOMBA
CONDENSADOR
Vapor de processo (4 atm)
água de retorno do processo
Fonte: COELHO et al., 1996.
Apesar das perdas introduzidas pela condensação25, a maior potência
produzida pela turbina (devido à pressão de saída mais baixa) aumenta o
24
Se necessário.
Estas perdas são obrigatórias pela 2ª Lei da Termodinâmica: o enunciado de Kelvin-Planck afirma que o
rendimento de um ciclo a vapor não pode ser 100%. Sendo o rendimento do ciclo dado por Wciclo/QQ, e
sendo Wciclo = Q Q - QF , onde Q Q e QF são respectivamente os calores trocados com as fontes quente
(caldeira) e fria (condensador), é obrigatória a perda de calor no condensador, de modo que o rendimento
seja inferior a 100%.
25
50
rendimento do processo (IENO, 1993 e COELHO, 1992) e o vapor de processo
é extraído em pressões intermediárias (4 e 12 atm), conforme as necessidades.
Para adaptar este sistema a uma instalação existente, seria necessária
a troca das caldeiras de baixa e média pressão por caldeiras de alta pressão.
Como a maior parte dessas caldeiras nas indústrias é antiga (anteriores a
1968, conforme estatística do segmento - o último levantamento foi feito em
1993 e não se tem notícias de levantamentos mais recentes) e alimentadas a
óleo combustível, por ocasião da troca poderiam ser alterados o tipo de
combustível e a pressão de trabalho.
4.2.2.2. Caldeira de Leito Fluidizado Borbulhante26
Uma outra opção é a substituição das caldeiras existentes por caldeiras
mais eficientes para a queima de biomassa27, como por exemplo as caldeiras
de leito fluidizado borbulhante (figura 4.5.).
O sistema de combustão utilizado nessas caldeiras (BFB - Bubbling
Fluidized Bed) é indicado quando se tem disponibilidade de combustíveis de
baixo poder calorífico associado a um alto teor de umidade e cinzas, como
ocorre nas fábricas de celulose e integradas. As cascas de árvores são
normalmente utilizadas como combustível e é possível associar e facilmente
queimar, outros combustíveis. A aplicação desse sistema, como será analisado
em detalhes adiante (no estudo de caso na Klabin do Paraná), resulta num
melhor aproveitamento dos resíduos florestais gerados, associado a uma alta
eficiência28 e disponibilidade operacional da caldeira, permitindo a eliminação
de todas as outras caldeiras e a utilização apenas da biomassa e da lixívia
(GASPARIN et al., 1997). A utilização deste tipo de combustão é recente em
escala industrial no Brasil, sendo encontrada apenas na Aracruz e na Klabin do
26
Este item se baseia em GASPARIN, 1997 e 1999.
Ou mesmo a reforma da caldeira existente envolvendo a troca da câmara de combustão, instalação de
economizador e precipitador eletrostático, como foi feito na indústria Klabin Fabricadora de Papel e
Celulose, no Paraná.
28
No caso da Klabin, o custo do vapor gerado nas novas condições diminuiu, em média, 22% em relação
à média de 1996 (GASPARIN et al., 1997).
27
51
Paraná, mas é aplicada em larga escala em outras regiões, como na
Escandinávia.
Na caldeira de leito fluidizado borbulhante, as partículas de areia formam
um leito compacto e quando o ar ascende através das partículas sólidas do
leito, numa determinada vazão, atinge-se um ponto em que o peso das
partículas sólidas é anulado e se inicia a fluidização. Se a vazão do gás é
aumentada ainda mais, bolhas começam a aparecer propagando-se em
ascensão através do leito, num processo chamado “borbulhamento”.
As bolhas são regiões vazias que se formam logo acima dos bicos de
distribuição de ar, ou grid, conferindo ao leito a aparência de líquido em
ebulição (daí o nome “leito fluidizado borbulhante”). Elas arrastam os sólidos
para cima e o refluxo dos sólidos arrasta o gás para baixo, resultando numa
região de mistura por refluxo.
O movimento das bolhas e dos sólidos induzidos conferem ao leito
fluidizado suas propriedades mais importantes, como a uniformidade de
temperatura, a troca térmica favorável e a mobilidade dos sólidos. A
transferência de calor do leito para os tubos da parede é favorecida devido à
renovação contínua das partículas induzidas pelo deslocamento das bolhas. A
mistura axial das partículas é rápida devido seu movimento ser associado aos
das bolhas. A excelente mistura resulta em uma temperatura uniforme do leito.
A caldeira de leito fluidizado borbulhante consiste de câmara de
combustão, sistema de alimentação de combustível, sistema de alimentação de
areia, sistema de ar para combustão, leito de combustão, tubos de parede de
água e sistema de retirada e cinzas. Na parte superior da fornalha localizam-se
os superaquecedores primário e secundário, o boiler bank e no passe traseiro o
pré-aquecedor de ar a gás e o economizador.
Esse tipo de caldeira permite a queima de vários resíduos industriais e
agrícolas que não poderiam ser incinerados por motivos ambientais. A queima
52
do combustível é praticamente completa e o excesso de ar é reduzido,
permitindo um processo de combustão mais eficiente do que as caldeiras
convencionais, queimando os mesmos combustíveis. A geração de vapor pode
variar (de 25 a 100%) durante a operação normal, com a caldeira atendendo as
variações rápidas de carga. A formação de NOX é reduzida pela baixa
temperatura do leito e pela injeção de ar por estágios. O custo operacional é
reduzido devido a não existência de peças móveis e o controle automatizado
do processo é mais vantajoso.
Figura 4.5. - Leito Fluidizado - Princípios
Gases
Combustível
Areia
Cinzas
Ar para fluidização
Fonte: GASPARIN, 1999 .
4.2.2.3. Turbinas a Gás
As turbinas a gás são equipamentos inicialmente desenvolvidos para
aplicação
29
aeronáutica,
com
alto
rendimento
termodinâmico29
COELHO, S.T. CENBIO/USP. Comunicação Pessoal. São Paulo. 1999.
e
alta
53
confiabilidade, devido à finalidade para a qual são projetadas, além de
permitirem fácil manutenção. Por esses motivos as turbinas a gás foram
adaptadas (turbinas estacionárias) para a geração de energia elétrica, em geral
queimando gás natural.
As turbinas a gás diferem das turbinas a vapor tradicionais pelo fato de
utilizarem os gases provenientes da câmara de combustão conforme o
esquema da figura 4.6..
Figura 4.6. - Turbina a Gás
combustível
Câmara de combustão
Compressor
Turbina
W
ar
gases
Fonte: VAN WYLLEN et al., 1998.
A turbina a gás é uma máquina térmica, onde a energia química de
combustão é transformada em trabalho mecânico útil através do eixo da
turbina. Sua classificação básica é feita em relação ao ciclo termodinâmico,
onde pode-se ter: ciclo aberto ou ciclo fechado.
54
O ciclo de Brayton é o ciclo ideal para a turbina a gás simples e
corresponde à turbina utilizada na propulsão de aviões a jato. No caso do ciclo
aberto, o compressor terá a função de comprimir o ar para a câmara de
combustão, onde misturado com o combustível, tem-se uma combustão
contínua. Os produtos da combustão, a alta temperatura30, realizam o trabalho
mecânico no eixo da turbina, através de uma expansão na mesma. A
velocidade de saída é, também, extremamente elevada31, no caso de
aplicações aeronáuticas.
Em geral, a turbina e o compressor estão montados num eixo comum de
tal forma, que o trabalho necessário para a compressão do ar é obtido a partir
do trabalho de expansão dos gases na turbina.
Para fornecer a energia mecânica ao gerador elétrico, em aplicações
estacionárias, a turbina a gás é reprojetada, reduzindo muito a velocidade de
saída dos gases. Essas turbinas adaptadas para a produção de energia elétrica
são chamadas estacionárias, podendo ser aeroderivativas ou heavy-duty. As
aeroderivativas são as de menor porte (adaptadas a partir das de avião) com
potência de até 40 MW (COELHO, 1992). As heavy-duty podem ter maior
porte, com potência de até 330 MW32.
O rendimento de um ciclo de turbina a gás (24 a 42%) pode ser elevado
pela introdução de um regenerador, de acordo com a figura 4.7..
Nesse ciclo, a temperatura do gás de exaustão33, que deixa a turbina no
estado 4 da figura 4.7., é maior do que a temperatura do gás que deixa o
compressor. Portanto, calor pode ser transferido dos gases de descarga para
os gases a alta pressão que deixam o compressor, economizando combustível.
Se isso for feito num trocador de calor de contra-corrente, que é conhecido
como regenerador, a temperatura do gás de alta pressão que deixa o
regenerador, Tx , no caso ideal, pode ser igual a T4 , que é a temperatura do
30
Podem atingir até 1.200 oC (COELHO, 1992).
Provoca o empuxo no avião (900 a 1.000 km/h) (COELHO, 1992).
32
WALTER, A. UNICAMP. Comunicação Pessoal. São Paulo, 2000.
33
Da ordem de 600 oC nas heavy-duty e 500 oC nas aeroderivativas (COELHO, 1992).
31
55
gás que deixa a turbina. Nesse caso, a transferência de calor da fonte externa
é necessária somente para aumentar a temperatura Tx para T3.
Figura 4.7. - Ciclo Simples de Turbina a Gás com Regenerador
regenerador
y
2
x
câmara de
combustão
1
3
compressor
4 gases
turbina
W
Fonte: VAN WYLLEN et al., 1998.
As turbinas a gás podem operar em ciclos simples, como descrito acima,
ou em ciclos combinados, quando há maior necessidade de geração de
eletricidade.
4.2.2.4. Ciclo Combinado com Turbina a Gás
É possível analisar também a introdução de turbinas a gás em conjunto
com turbinas a vapor, formando os chamados ciclos combinados, permitindo
aumento considerável no rendimento do processo e uma maior geração de
eletricidade.
Neste processo, os gases de exaustão da turbina a gás, com
temperatura ainda elevada (500 a 600 oC), podem ser aproveitados para
produzir vapor d’água superaquecido de alta pressão, numa caldeira de
56
recuperação (Heat Recovery Steam Generator - HRSG), expandindo na turbina
a vapor, sendo os gases descarregados para a atmosfera a temperaturas
menores (aproximadamente 100 oC - 150 oC) (IENO, 1993). Em geral, o
combustível
utilizado
é
o
gás
natural,
mas
existem
estudos
em
desenvolvimento para a queima de gases de baixo poder calorífico, como
subprodutos do processo siderúrgico e gás de biomassa.
Os ciclos combinados (figura 4.8.) representam a tecnologia de maior
eficiência térmica, em operação hoje.
Figura 4.8. - Ciclo Combinado com Turbina a Gás
Caldeira
Licor negro
turbina de alta pressão
Caldeira
Biomassa
turbina
a vapor
para o
gerador
gás natural
vapor para
o processo
C.C.
c.c
.
C
para o
condensador
(se necessário)
TG
para o
gerador
turbina
a gás
gases
ar
vapor
Caldeira de
Recuperação
exaustão
água de alimentação
Fonte: COELHO et al., 1996.
57
O rendimento térmico do ciclo combinado é a relação entre a potência
total líquida produzida - da turbina a gás e da turbina a vapor, descontados os
consumos de energia nas bombas e compressor - e a energia disponível no
combustível, alimentado na câmara de combustão da turbina a gás. Assim,
para a mesma quantidade de combustível alimentada, a potência produzida no
ciclo combinado é maior e, conseqüentemente, maior o seu rendimento
(COELHO, 1992). IENO, 1993 estuda detalhadamente a variação da eficiência
térmica de um ciclo a vapor tradicional, quando transformado em ciclo
combinado.
4.2.3. Tecnologias em Desenvolvimento
As tecnologias mais eficientes para produção de eletricidade a partir de
biomassa vêm sendo desenvolvidas em vários países, como analisa WALTER,
1998.
Os motivos principais são as limitações quanto à eficiência dos ciclos a
vapor com biomassa, mas principalmente, pelas vantagens ambientais, em
particular a redução das emissões dos gases causadores do efeito estufa - no
caso o CO234 - mas também pela redução das emissões dos gases
responsáveis pelas chuvas ácidas - óxidos de enxofre e de nitrogênio - e das
emissões de material particulado (WALTER, 1998), quando são usados
combustíveis fósseis.
4.2.3.1. Turbinas a Gás com Injeção de Vapor
As turbinas a gás com injeção de vapor (STIG - Steam Injected Gas
Turbine - WILLIAMS e LARSON, 1991) têm elevado rendimento e já se
encontram em fase de comercialização em outros países.
34
Na biomassa utilizada de forma sustentável, as emissões de CO2 são praticamente nulas, conforme
discutido adiante, neste trabalho.
58
Este ciclo com injeção de vapor (STIG) representa uma outra alternativa
para a utilização de turbinas a gás, onde parte do vapor produzido na caldeira
de recuperação, a partir dos gases de exaustão, é injetado na câmara de
combustão da turbina a gás (figura 4.9.).
Como a potência consumida pela bomba de alimentação de água para a
caldeira de recuperação é reduzida, obtem-se um aumento na potência líquida
produzida pelo ciclo.
Devido à flexibilidade dos ciclos STIG, quando a demanda de vapor no
processo é reduzida, o vapor em excesso é injetado na turbina, de modo a
aumentar a produção de eletricidade, gerando um excedente que pode ser
vendido a terceiros ou às concessionárias.
Figura 4.9. - Ciclo de Turbina a Gás com Injeção de Vapor
combustível
C.C.
c.c
.
C
TG
vapor de processo
para o
gerador
turbina
a gás
gases
ar
vapor
Caldeira de
Recuperação
exaustão
Bomba
água de alimentação
Fonte: COELHO et al., 1996.
59
4.2.3.2. Gaseificação da Biomassa
A longo prazo existe a possibilidade de utilização de turbinas a gás com
combustíveis gaseificados (lixívia e madeira, LARSON, 1990), o que
corresponde a uma tecnologia em desenvolvimento (estudada com detalhes,
para bagaço de cana, em WALTER, 1994, COELHO, 1992, e outros). Em
WALTER, 1998 encontra-se, também, detalhes dos processos de gaseificação,
tipos de gaseificadores de biomassa e o processo de limpeza do gás obtido.
A eficiência e, por conseqüência, a economicidade dos sistemas de
geração de eletricidade a partir de gaseificadores de biomassa dependem
principalmente do desempenho da turbina a gás. WALTER, 1998 que analisa
detalhadamente os aspectos técnicos das turbinas a gás para gás de
biomassa, avalia que os avanços tecnológicos das turbinas a gás tendem a ser
significativos nos próximos anos, pela ação integrada de fabricantes de
turbinas a gás e centros de pesquisa.
Para que a biomassa seja utilizada na alimentação da turbina a gás é
necessário submetê-la a um processo de gaseificação ou liquefação e posterior
limpeza dos gases, o que corresponde a um item bastante importante do
processo em questão.
O sistema de gaseificação da biomassa e acoplamento da unidade de
gaseificação a uma turbina a gás é chamada BIG-GT - Biomass Integrated
Gasifier/Gas Turbine35 (figura 4.10.). Para que a produção de eletricidade
ocorra com eficiência, os gases de exaustão da turbina precisam ser
aproveitados em sistemas de cogeração, na produção de vapor para alimentar
a turbina a vapor de um ciclo combinado, ou ainda na produção de vapor a ser
injetado na própria turbina a gás (figuras 4.9. e 4.10.) (WALTER, 1998).
35
COELHO, 1992 faz a avaliação técnica, econômica e ambiental desse processo, no setor sucroalcooleiro.
60
No processo STIG com gaseificador, os gases de exaustão da turbina a
gás
produzem
vapor
na
caldeira
de
recuperação
antes
de
serem
descarregados na atmosfera; parte do vapor produzido é usada no
gaseificador, parte é injetada na câmara de combustão e o restante é enviado
ao processo. Esta é uma tecnologia praticamente descartada para biomassa36.
Figura 4.10. - Ciclo de Turbina a Gás com Injeção de Vapor/Gaseificador de
Biomassa
biomassa
limpador
de
partículas
gaseificador
vapor
cinzas
partículas
compressor
exaustão
vapor para o
processo
câmara de
combustão
vapor
caldeira de
recuperação
bomba
ar
C
TG
para o gerador
Turbina a gás
com injeção de vapor
ar
Fonte: COELHO et al., 1996.
36
WALTER, A. UNICAMP. Comunicação Pessoal. São Paulo, 2000.
água de
alimentação
61
Existem inúmeros trabalhos que descrevem e analisam as tecnologias
nos sistemas de gaseificação (WALTER, 1998 e 1994, COELHO, 1992 e
outros). WALTER, 1998 apresenta um estudo que identifica diferentes
iniciativas de desenvolvimento de sistemas de gaseificação de biomassa nos
últimos anos, envolvendo diferentes processos e organizações de vários
países. Nesse trabalho pode-se encontrar detalhes dos projetos em
desenvolvimento nos EUA: no Havaí (com bagaço de cana), em Vermont (com
madeira), em Minnesota (com alfafa) e no Brasil , na Bahia (Projeto SIGAME Sistema de Gaseificação Integrada de Madeira para Geração de Eletricidade,
com madeira), que é uma iniciativa internacional, com a participação de
empresas brasileiras. Há, ainda, o Projeto da Copersucar para Geração de
Energia por Biomassa (para utilização de biomassa, bagaço de cana e
resíduos), que é coordenado pelo Ministério de Ciência e Tecnologia
(COELHO, 1999).
No caso do segmento de papel e celulose é de particular importância a
gaseificação da lixívia. Esta tecnologia se apresenta como mais uma opção de
produção de energia elétrica, pois a lixívia é, como vimos, um subproduto do
processo de fabricação (sulfato) de celulose, que deve ser reprocessada para
recuperar os reagentes do processo. Segundo WALTER, 1998 essa tecnologia
de gaseificação de lixívia já vem sendo estudada há alguns anos, na
Finlândia37 e no Estados Unidos. A introdução dessa tecnologia possibilitaria
um aumento significativo da quantidade de eletricidade gerada (em relação ao
processo atualmente utilizado de caldeira de recuperação e turbina a vapor),
além de sensível redução dos custos do processo, uma vez que pode ocorrer a
recuperação direta dos produtos inorgânicos, substituindo os processos de
recuperação que requerem o uso de cal.
WALTER, 1998 informa, ainda, que várias indústrias de equipamentos
têm projetos de gaseificadores para a lixívia mas, segundo empresários
do segmento de papel e celulose e pesquisadores, o desenvolvimento da
37
Desde 1993 uma unidade piloto vem sendo testada, numa fábrica de celulose (WALTER, 1998).
62
tecnologia BLGCC - Black Liquor Gasification/Combined Cycle (Gaseificação
de Licor Negro Acoplada a Ciclos Combinados) - está num estágio anterior ao
da gaseificação da biomassa e portanto ainda oferece muitos riscos.
4.3.
Avaliação Técnica do Grupo de Empresas Selecionadas
4.3.1. Introdução - Potencial Termodinâmico de cada Tecnologia
No estudo realizado pelo GCPS da Eletrobrás, em 1999, seguidas as
diretrizes para ele estabelecidas pelo MME, destaca-se o estímulo à cogeração
e à geração descentralizada de energia mediante a identificação dos potenciais
existentes no mercado e das barreiras que inibem essas atividades, propondo
as ações necessárias ao seu desenvolvimento em condições competitivas.
Nesse trabalho foi estimado um potencial termodinâmico38, que
representa um potencial limite de cogeração máximo teórico, calculado com
base no Balanço Energético Nacional e foram avaliados, para alguns
segmentos industriais, o potencial técnico39 e econômico40. Foi realizado,
também, um levantamento do potencial de mercado41 que contém o conjunto
de projetos de cogeração dos grandes consumidores de energia elétrica, com
decisão de investimento já definida. A diferença entre os potenciais
econômicos e os de mercado indica o horizonte de expansão da cogeração e
para sua concretização o setor elétrico pretende atrair novos agentes, mediante
a definição de políticas de incentivo à cogeração.
Segundo a Eletrobrás (GCPS, 1999), o potencial técnico de geração de
eletricidade nas indústrias de papel e celulose deve atingir 1.740 MW
instalados até o ano 2003, o que corresponde a um considerável aumento (se
38
É calculado considerando-se que toda a demanda de calor é atendida por sistemas de cogeração,
independente de viabilidade tecnológica e econômica, correspondendo ao valor máximo teórico que a
cogeração poderia aportar.
39
É a parcela de potencial termodinâmico passível de ser aproveitada com os equipamentos e
tecnologias disponíveis.
40
É a parcela do potencial técnico que apresenta indicadores de viabilidade econômica suficientemente
bons para sua implantação.
41
É a parcela do potencial econômico que possui efetivas possibilidades de implantação.
63
ocorrer) com relação à atual potência instalada de 718 MW. Este potencial
seria obtido através da utilização de resíduos, com a complementação de gás
natural, conforme já estudado anteriormente (VELÁZQUEZ et al., 1999). O
potencial de mercado é estimado em 1.189 MW, para 2003.
Ainda de acordo com este estudo, no setor sucro-alcooleiro, por
exemplo, o potencial técnico deve atingir 4.020 MW instalados até 2003. Hoje a
potência instalada é de 995 MW, com um potencial de mercado identificado de
1.175 MW, para a mesma época. Ainda no estudo da Eletrobrás foi observada
grande semelhança entre os segmentos de papel e celulose, álcool e açúcar e
siderúrgico, pois todos dispõem de combustível residual, apresentando
características diferenciadas no que diz respeito à auto-suficiência.
Neste item 4.3., foi analisado um grupo de indústrias integradas, pelo
fato de serem as maiores consumidoras de eletricidade dentro do segmento e
de apresentarem grande potencial para cogeração.
Foram efetuadas simulações comparando a situação adaptada como
atual com as situações correspondentes às tecnologias consideradas, com a
finalidade de se atingir a auto-suficiência da indústria, eventualmente com
pequena geração de excedentes. As avaliações foram realizadas mantendo-se
os níveis de consumo atual de vapor de processo, sem considerar possíveis
reduções.
O potencial de cogeração no segmento de papel e celulose já foi
avaliado anteriormente por COELHO e IENO, 1993, onde foram discutidas
várias opções tecnológicas. Neste trabalho estas opções foram reavaliadas e
estão apresentados somente os casos com utilização do ciclo CEST Condensing Extraction Steam Turbine e do ciclo combinado com turbina a gás.
64
4.3.2. Avaliação do Potencial de Cogeração do Grupo de Empresas
Selecionadas
Este estudo já havia sido efetuado em 1997, sendo aqui atualizado para
dados recentes.
A partir de levantamento destes dados (1998), incluindo a produção de
papel e celulose e o perfil energético atual dos sistemas de cogeração já
existentes, com a porcentagem de energia auto-gerada, é analisada a
otimização do processo de geração de vapor, em cada empresa, para que
cada uma delas se torne auto-suficiente, verificando o potencial adicional que
poderá ser gerado, com a introdução de tecnologias mais eficientes. COELHO
et al., 1996 levantou o potencial de cogeração (teórico) que poderia ser obtido
com tecnologias ainda em desenvolvimento, como a gaseificação de biomassa
e de lixívia.
Neste
estudo
foram
consideradas
apenas
as
tecnologias
comercialmente disponíveis no país, apesar do enorme potencial (teórico) que
poderia ser obtido com tecnologias ainda em desenvolvimento, como a
gaseificação de biomassa e de lixívia (COELHO et al., 1996, LARSON, 1990).
Foram considerados combustíveis com menores emissões de poluentes,
como a biomassa e/ou gás natural e verificou-se que a cogeração no segmento
pode ser uma opção importante para a contribuição na oferta de energia.
Como já mencionado, na maior parte dos casos as instalações de
cogeração incluem as configurações usuais: caldeiras de média pressão (45 a
60 bar), definida pela pressão da caldeira de recuperação de lixívia. O vapor
produzido expande nas turbinas de extração/contrapressão (salvo alguns casos
isolados em que existe turbina de extração-condensação), indo para o
processo.
65
Para a avaliação do potencial de cogeração do grupo de empresas
selecionado, correspondendo a 231.265 t/mês de celulose e 181.435 t/mês de
papel, conforme descrito no item 3.2., foram consideradas duas configurações
(planilha anexo II):
Configuração 1: Esta opção visa manter a auto-suficiência térmica
(vapor de processo), utilizando entretanto equipamentos de cogeração mais
eficientes
que
os
atuais.
Nesta
configuração,
que
corresponde
aproximadamente à situação atual (à exceção das pressões de trabalho e das
eficiências42 dos equipamentos), a geração de eletricidade é determinada pelo
vapor disponível (necessidade de vapor do processo), que expande na turbina
até as pressões do processo (figura 4.4.).
O sistema inclui caldeiras de alta pressão (60 bar e 470 oC), queimando
toda a biomassa (cascas, cavacos, etc) disponível, além das caldeiras de
lixívia. No caso em que o vapor gerado não é suficiente, uma caldeira adicional
(a lenha, por motivos ambientais) é prevista para substituir as caldeiras
existentes que (na maior parte dos casos) usam combustíveis fósseis (óleo,
carvão). Em todos os casos são adotadas eficiências mais elevadas para os
equipamentos, quando comparadas com a situação atual. O vapor gerado é
então alimentado numa turbina de extração/condensação.
Configuração 2: Esta opção objetiva a auto-suficiência térmica e
elétrica de cada indústria, através da instalação de uma turbina a gás
queimando gás natural com caldeira de recuperação, gerando vapor para
alimentar a turbina a vapor (condensação/extração), sendo mantidas as
caldeiras de biomassa e de recuperação (lixívia) (figura 4.8.).
A tabela 4.1. indica os resultados obtidos, como a energia gerada para a
situação atual da amostra e para as duas configurações propostas, bem como
a quantidade adicional de combustível consumida.
42
Rendimento das caldeiras igual a 80% e rendimento isentrópico das turbinas igual a 70%.
66
Os resultados obtidos para a configuração 1 indicam ainda déficit de
eletricidade para algumas indústrias. Para o grupo, há um déficit de 22.570
MWh/mês, apesar de inferior ao déficit atual, que é de 82.950 MWh/mês. Neste
caso o consumo adicional de biomassa (lenha) seria cerca de 2.093 t/d,
correspondendo a um total consumido, praticamente, igual a metade da
biomassa já em uso (5.022 t/d).
Já na configuração 2, além da auto-suficiência energética, verifica-se a
geração de algum excedente de eletricidade (85.050 MWh/mês), apesar de não
ser prevista a venda de excedentes na análise econômica. Nesta opção, o
consumo de gás natural seria de 1.288.090 Nm3/d (correspondendo a 32% da
oferta do gasoduto Brasil-Bolívia)
Tabela 4.1. - Potencial de Cogeração para o Grupo de Empresas Selecionadas
(231.265 t/mês de celulose e 181.435 t/mês de papel)
OTIMIZAÇÃO DO PROCESSO
Energia
Gerada
(MWh/mês)
Potência
Instalada
(MW)
Situação Atual
151.438
210
-82.950
-115
vários
Configuração 1
CEST
221.661
308
-22.570
-31
2.093 t/d
(biomassa)
Configuração 2
T.G.
326.866
454
+85.050
+115
1.288.090
Nm3 /d
(G.N.)
Fonte: VELÁZQUEZ el al., 1999.
Excedente/ Excedente/
Consumo
Défict
Défict
Adicional de
(MWh/mês)
(MW)
Combustível
67
- Conclusão Preliminar
Através da análise da situação atual dos sistemas de cogeração
existentes no grupo de empresas selecionadas, pôde-se verificar que o
potencial de geração de eletricidade das indústrias do grupo, com a introdução
de tecnologias mais eficientes, já comercializadas, se apresenta elevado, além
das vantagens na utilização de combustíveis com menores emissões de
poluentes (biomassa e gás natural). Isto mostra que a cogeração, no segmento
de papel e celulose, pode ser uma opção importante para contribuição na
oferta de energia.
68
5. ANÁLISE DE VIABILIDADE ECONÔMICA DOS PROCESSOS DE
COGERAÇÃO
As vantagens da cogeração, como a maior eficiência energética e seu
menor impacto ambiental, somente apresentam significado prático a partir de
uma análise de seus aspectos econômicos, que podem ser apresentados de
maneira distinta, dependendo do ponto de vista do analista, quer seja o
cogerador, quer a concessionária ou mesmo a sociedade.
Para a sociedade, a cogeração apresenta vantagens quanto a aspectos
ambientais, diversificação na matriz energética e descentralização quanto ao
fornecimento de energia, entre outros. Entretanto, para a concessionária, que
não vê vantagens associadas à cogeração (COELHO, 1999), pode-se
relacionar benefícios, como a postergação de investimentos em capacidade,
melhorias na confiabilidade e no fator de carga.
Por outro lado, para a execução de projetos de cogeração, são
determinantes os aspectos econômicos do ponto de vista do auto-produtor,
pois é ele quem, definitivamente, empreende a atividade.
Na implantação de tecnologia mais eficiente em substituição às
existentes, é fundamental a avaliação dos investimentos necessários para a
sua implantação, bem como os custos de geração de eletricidade, comparados
com a tarifa atual.
Neste capítulo será analisada a viabilidade econômica da cogeração no
segmento de papel e celulose, com o levantamento dos investimentos junto a
fabricantes de equipamentos e o cálculo dos custos de geração para a
tecnologia de Ciclo Combinado com Turbina a Gás, que é aquela que permite
atingir a auto-suficiência energética nas indústrias escolhidas. A finalidade é
avaliar a viabilização dos investimentos para auto-suficiência ou mesmo a
possibilidade de eventual venda de excedentes.
69
5.1. Análise Econômica da Cogeração para o Grupo de Empresas
Selecionadas
Em seguida à análise técnica efetuada para o grupo de empresas
selecionadas, é aqui realizada uma análise econômica (Anexo III), cujos
resultados estão apresentados, adiante, na tabela 5.1., que indica os custos de
geração para diferentes condições financeiras e diversos preços para o gás
natural.
Como o objetivo era atingir a auto-suficiência em geração de
eletricidade, foi descartada a primeira configuração e nesta análise,
considerada apenas a segunda (ciclo combinado com turbina a gás), pelo fato
de que a primeira configuração (CEST) não permite atingir a auto-suficiência
em termos de energia elétrica.
A análise econômica foi efetuada pelo método convencional, atribuindo à
eletricidade a amortização do investimento e considerando, portanto, que o
custo do vapor de processo é nulo. Outros estudos utilizam a análise
termoeconômica em base exergética, a qual permite uma análise mais rigorosa
dos custos da eletricidade e do vapor de processo, através dos métodos de
partição (BEJAN et al., 1996), como efetuado para o segmento de açúcar e
álcool (COELHO, 1999).
Para a realização desta análise econômica, foram adotadas diferentes
condições financeiras, escolhidas de modo a incluir desde as condições
tradicionalmente usadas pelo setor elétrico, até aquelas consideradas viáveis
pela iniciativa privada, efetuando-se uma análise de sensibilidade para diversos
preços do gás natural. Foram calculados os custos de capital, adotando-se
valores médios para o investimento de 1.200 US$/kW instalado, obtido junto a
fabricantes de equipamentos, de combustível e de O&M (adotado 3
US$/MWh43).
43
Valor histórico.
70
5.1.1. Custos de Instalação
No processo considerado para aumento do rendimento da eletricidade
cogerada - adaptação de turbina a gás/HRSG ao ciclo existente, com aumento
da pressão do vapor, foram adotadas estimativas conservadoras para os
custos de instalação. Pelo fato de não serem fabricados no Brasil, sua
viabilidade depende de importação. Deve-se observar também que os custos
da turbina a gás importada dependem da taxa de câmbio, além dos impostos
de importação. O fator de capacidade (FC) foi adotado em 80%.
5.1.2. Custos de Combustível e O&M
Para o combustível considerado (gás natural), foram utilizados valores
médios de 1999 (1,94 - 2,26 - 2,55 US$/MMBTU)44 definidos, recentemente,
pela ANP/ANEEL para Usinas Termelétricas a Gás Natural. O fator de carga foi
considerado 80%, em termos conservadores. Para O&M foi considerado o valor
de 3 US$/MWh.
5.1.3. Custos de Geração
Os custos de geração (US$/MWh) foram calculados através da
expressão:
Cg = Cc + Ccomb + CO&M
onde:
Cg = custo de geração
Cc = custo de capital
Ccomb = custo de combustível
CO&M = custo de operação e manutenção
44
Sendo que 2,26 US$/MMBTU é o preço do gás destinado para geração térmica - Jornal O Estado de
São Paulo - 24/09/99.
71
Os custos de capital foram calculados a partir do valor do investimento,
aplicadas as taxas de 10%, 25 anos; 15%, 20 anos; 20%, 15 anos, calculado o
fator de recuperação de capital (FRC).
O custo de capital (Cc) é calculado por:
Cc = (Investimento * FRC) / 8760h/a * FC)
onde, fator de recuperação de capital (FRC) é calculado por:
FRC = i(1+i)n / [(1+i)n-1]
sendo i a taxa de desconto para n anos.
O fator de recuperação de capital permite a estimativa do custo de
manutenção do mesmo estoque de capital encontrado no início do período.
Todavia esse capital deveria incluir, tanto o capital físico (equipamentos)
quanto o capital natural (recursos naturais exauríveis, ou de difícil renovação) e
também o capital humano. Diversos métodos e técnicas de valoração estão
sendo desenvolvidos por diversas áreas do conhecimento (RACY, 1999)45.
Nesta pesquisa optou-se por não indicar tais métodos pois os mesmos não
alcançaram consenso na análise de sua aplicação. Maiores detalhes sobre
estas técnicas podem ser encontrados em COELHO, 1999 e SERÔA DA
MOTTA, 1990.
Ganhos e perdas de bem-estar, resultantes de uma decisão de
investimento ocorrerão ao longo de um dado tempo. Assumindo-se que essas
variações de bem-estar se traduzem em valores monetários, para somá-las e
comprá-las será necessário adotar uma taxa de desconto, que represente a
equivalência entre um ganho (ou perda) hoje e um ganho (ou perda) no futuro
(SERÔA DA MOTTA, 1990).
45
RACY, C. Universidade Presbiteriana Mackenzie. Faculdade de Economia e Administração.
Comunicação Pessoal. São Paulo, 1999.
72
Para o cálculo do custo de combustível, foi usada a fórmula:
Ccomb = (preço do combustível) * 860 / (PC * rend.)
onde PC é o poder calorífico do combustível e rend. é o rendimento
termodinâmico do processo de geração.
Tabela 5.1. - Custos de Geração de Eletricidade nas Indústrias Integradas de
Papel e Celulose em Ciclo Combinado com Gás Natural
(US$/MWh)
Condições
Preço do gás natural (US$/MMBTU)
financeiras
2,55
2,26
1,94
10%, 25 anos
38,12
36,27
34,23
15%, 20 anos
46,60
44,75
42,72
20%, 15 anos
55,87
54,01
51,98
Fonte: VELÁZQUEZ el al., 1999.
Dado que o fator de recuperação de capital foi calculado pela taxa de
retorno, representado pelos diferentes custos de oportunidade, serão
assumidos como fatores de comparação os custos de geração e os custos de
compra de energia (das concessionárias).
Como pode ser observado nos resultados acima, nem mesmo com
condições financeiras dificilmente aceitas pelo setor privado (10%, 25 anos) e
com os menores valores adotados para o gás natural, os custos de geração
não se mostram competitivos com as tarifas elétricas ofertadas pelas
concessionárias (média de 47 R$/MWh), principalmente nos níveis atuais de
taxa de câmbio (1,97 R$/US$ em novembro de 1999), pois a análise de
sensibilidade indicou que a cogeração só seria interessante economicamente,
para valores de tarifas elétricas acima de 34 US$/MWh. É importante observar
73
que não foi considerada a venda da eletricidade excedente, gerada nessa
configuração porque, durante a realização da pesquisa, não houve
demonstração de interesse, por parte das empresas do grupo, nesse tipo de
negócio. Com certeza, se essa possibilidade fosse considerada, os custos de
geração poderiam ser menores.
A diferença entre o custo de geração da eletricidade e a tarifa da
eletricidade ofertada pela concessionária será melhor observada quando, do
custo de geração estiverem descontados os créditos de carbono (Protocolo de
Quioto - Capítulo 6) e as tarifas, acrescidas das externalidades (COELHO,
1999). Assim, obteria-se uma estimativa mais precisa da recuperação do
capital investido.
Fica assim evidente a necessidade de outros mecanismos que
possibilitem a implementação da cogeração. Um desses mecanismos poderia
ser com base nas emissões de carbono evitado, dentro das oportunidades do
Protocolo de Quioto, como será discutido adiante.
74
6. ASPECTOS AMBIENTAIS NA COGERAÇÃO PARA O SEGMENTO DE
PAPEL E CELULOSE
Os impactos da ação do homem sobre o Meio Ambiente assumem
grande importância nos dias de hoje, face à quantidade dos efeitos danosos
provocados, que colocam em risco a sustentabilidade da vida humana no
planeta.
Frente a essa realidade, o homem necessita repensar seus conceitos de
crescimento econômico e seu comportamento em relação à natureza.
Neste contexto, a energia tem grande participação, pois não existe
forma de produção ou consumo de energia, que seja isenta de impactos
ambientais. “Estes impactos, de maneira geral, estiveram ausentes do cálculo
econômico, como se a natureza fosse indestrutível e seus recursos
inesgotáveis” (BOLOGNINI, 1996, p. 64).
O valor econômico do meio ambiente deve ser analisado, bem como as
técnicas e métodos que podem ser utilizados para se proceder à sua avaliação;
devendo-se distinguir as técnicas diretas das indiretas. As diretas envolvem a
consulta à sociedade para identificar suas opções e o valor que atribuem aos
bens ambientais. As técnicas indiretas
medem os custos dos danos e os
benefícios através de funções de causa e efeito no mercado real (BOLOGNINI,
1996).
6.1. A Definição de Impacto Ambiental
Impacto ambiental é definido por LA ROVERE, 1990 como uma
alteração, favorável ou desfavorável, no meio ambiente ou em algum de seus
componentes, produzida por uma determinada ação ou atividade. Segundo ele,
os impactos ambientais podem ser diretos ou indiretos, manifestar-se a curto
ou a longo prazo, ser de curta ou longa duração, reversíveis ou irreversíveis, de
75
natureza cumulativa ou sinérgicos. Estas características dificultam até mesmo
a simples identificação dos impactos de um grande projeto sobre o meio
ambiente, pois certos efeitos podem ser observados a curto prazo,
desaparecendo em seguida e depois voltando a se produzir. Além disso
produzem em conjunto um efeito resultante, que é diferente da soma das
contribuições de cada fator isolado. Segundo LA ROVERE, 1990, são grandes
as dificuldades de quantificação dos impactos ambientais: apenas em poucos
casos é possível avaliar quantitativamente, com precisão, os impactos
ambientais, porém não se deve esquecer daqueles impactos ambientais, que
só se consegue avaliar qualitativamente.
Qualquer que seja o instrumento escolhido para analisar os impactos
ambientais ressalta a importância da sua avaliação econômica, da identificação
clara de quais são efetivamente os custos e benefícios ambientais, pois as
decisões a serem tomadas a nível de ressarcimento da sociedade e as
decisões de evitar o dano dependem da sua valoração.
A Economia do Bem-Estar, ramo da Microeconomia, tem por objetivo a
alocação ótima de recursos, que maximiza o bem-estar dos agentes
econômicos. A Economia Ambiental ao adotar esse instrumental, objetiva a
melhor alocação dos recursos ambientais, avalia os danos e benefícios
decorrentes do seu uso e os quantifica e internaliza no cálculo econômico dos
agentes.
6.2. A Definição de Externalidade
“Externalidades” são custos ou benefícios que não estão incluídos nos
preços de um bem ou mercadoria. Na sua identificação e avaliação são usados
os conceitos e as técnicas da Economia do Bem-Estar, visando atingir o uso
ótimo dos recursos ambientais. Existe um grande número de externalidades na
geração e no uso da energia elétrica.
76
Na análise da economia ambiental, tem-se considerado a degradação
do meio ambiente como um caso excepcional do mercado, no qual se verifica
uma tendência a um uso não ótimo, ou no qual não se faz o melhor uso de
suas funções. Estas funções consistiriam na provisão de bens naturais, de
recursos naturais (para produzir bens econômicos) e de local para descarte dos
subprodutos inevitáveis da atividade econômica.
Muitos estudiosos vêm o meio ambiente como “um sistema integrado e
muito sensível, que provê meios para a sustentação de todas as formas de
vida” (PEARCE, 1985).
Para adequar a economia ambiental a esta visão mais ampla e integrada
da ciência e do homem, muitas investigações têm sido realizadas em direção a
conceituações mais completas. Essa tendência vem se estendendo ao estudo
das externalidades.
As relações dos processos agrícolas e industriais com o uso sustentável
do Meio Ambiente dão origem a externalidades, sejam custos ou benefícios
que devem ser contabilizados nas atividades econômicas. As externalidades
devem ser absorvidas na contabilidade empresarial, tanto sob a forma de
melhor tecnologia, como sob a forma de pagamentos (multas e sanções
monetárias) por danos à sociedade.
Nos países desenvolvidos começa a ser utilizada a prática de avaliar os
custos ambientais e internalizá-los nos cálculos, por força de normas e
padrões, ou através de taxas e impostos pela quantidade e qualidade de
poluente emitido. Pelos motivos já expostos, no Brasil, o planejamento da
oferta de energia, bem como o estabelecimento de tarifas e preços públicos
devem levar em conta as externalidades que representam a real absorção de
custos pela sociedade. A simples imposição de limites e medidas de mitigação
de impactos que não sejam levadas em conta nos preços e nos orçamentos
públicos pode levar a uma alocação ineficiente de recursos que impeça a
expansão das atividades menos impactantes. Os combustíveis fósseis que
77
apresentam maior carga poluente devem ter uma parcela de custos externos
adicionada a seu custo convencional.
As externalidades positivas e negativas que ocorrem, podem ser
identificadas e, com algum esforço e o auxílio de técnicas variadas, pode-se
chegar a algum tipo de quantificação, que mesmo imperfeito pode servir de
base para ações de internalização nos custos, que irão sendo aperfeiçoadas.
O cálculo dos custos de geração é tradicionalmente baseado em
análises econômicas convencionais, sem levar em conta as externalidades,
como os custos sociais e ambientais. Isso faz com que esses custos de
geração sejam artificialmente reduzidos, não viabilizando investimentos em
Conservação de Energia, Cogeração, etc.
6.3. Impactos Causados pela Produção de Eletricidade
A construção e operação de centrais elétricas causam severas
modificações no meio ambiente. Um estudo da Pace University (OTTINGER et
al., 1991) demonstrou que os impactos ambientais causados pelas centrais
elétricas afetam a população humana, a flora, a fauna, as colheitas, florestas e
peixes; os materiais de construção, metálicos, tecidos e também trabalhos
artísticos e bens sociais (particularmente o clima e a recreação).
Em anos recentes houve um crescimento no interesse sobre os
impactos globais, como o efeito estufa, chuva ácida e perda da biodiversidade,
causados pelas centrais elétricas.
FURTADO, 1996 realizou uma pesquisa que avaliou os custos
ambientais de três opções tecnológicas de produção de eletricidade no Brasil,
que teve como objetivo contribuir para a incorporação de externalidades
ambientais no processo de seleção de fontes de geração de energia elétrica no
planejamento energético.
78
A seguir serão revisados os impactos relevantes causados por três
opções tecnológicas de produção de eletricidade: hidrelétricas, térmicas e
nucleares.
6.3.1. Usinas Hidrelétricas
Atualmente, a análise da questão ambiental tem um papel fundamental
na seleção de novas fontes de geração de energia elétrica, uma vez que o
principal potencial remanescente no Brasil está na Amazônia.
Essa região tem um ecossistema extremamente complexo, que pode ser
alterado pela construção de barragens, com conseqüências danosas para o
meio ambiente. Além disso, o reassentamento de populações e a mobilização
de grande número de trabalhadores pode causar profundas alterações nas
condições sociais, econômicas e culturais da região. “Embora esses impactos
sejam amplamente conhecidos o Plano 2015 ainda privilegia esta opção de
geração” (COELHO, 1999, p. 157).
Por essas razões a análise dos custos ambientais se reveste de
significativa importância e devem ser cuidadosamente estimados de modo a
refletirem os custos sociais reais impostos à sociedade.
A construção da barragem e a formação do reservatório alteram as
dinâmicas existentes na ecologia da região, principalmente quando o rio é
transformado num lago artificial. A região é afetada por uma série de mudanças
(BOLOGNINI, 1996, FURTADO, 1996, MOREIRA E POOLE, 1991) devido a:
• a alterações do ecossistema aquático e terrestre, cujos efeitos podem ser
severos na flora, fauna, clima, qualidade da água e etc.;
• formação de novo ecossistema e
• alterações econômico-sociais e das condições culturais, inicialmente, pela
mobilização e utilização de grandes massas de trabalho durante os estágios
de construção da represa e pela interação com a população existente e, num
79
segundo instante, pelo deslocamento de pessoas localizadas na área do
reservatório.
A construção de usinas hidrelétricas na Região da Amazônia, por
exemplo, exige especial atenção, visto que a maioria delas pode afetar a
população indígena. De acordo com a Constituição Brasileira (1988), o
desenvolvimento de recursos hídricos localizados em áreas indígenas requer
concessão prévia do Congresso Nacional. A Eletrobrás (1990) estabelece que
a construção dessas plantas é proibida no seguintes casos:
• em terras indígenas e
• em áreas onde elas podem adversamente afetar grupos nativos,
particularmente no caso de grupos com ou sem contato recente com o resto
da sociedade e põem em perigo esses grupos onde a população exibe
sérias desigualdades.
Em termos de ecologia, alega-se que o deslocamento de animais da
área inundada para as florestas é praticamente em vão. Os animais lá
existentes competem com os novos que estão chegando, até que cada espécie
se reduz a aproximadamente os mesmos níveis prévios.
Esta alternativa apresenta outros impactos ambientais, tais como as
emissões de metano (CH4), que também é responsável pelo efeito estufa
aliado ao dióxido de carbono (CO2), como conseqüência da degradação da
biomassa submersa (COELHO, 1999).
6.3.2. Usinas Termelétricas
Na geração termelétrica os impactos ambientais também não são
considerados e as opções são sempre no sentido de minimizá-los e não evitálos.
Os principais poluentes na geração termelétrica são a emissão de
dióxido de carbono (CO2), dióxido de enxofre (SO2), óxidos de nitrogênio (NOx)
80
e material particulado (MP). A identificação destes impactos depende de vários
fatores relacionados às características das usinas, como atmosféricos,
químicos, geofísicos e condições ecológicas e fisiológicas.
Os impactos ambientais causados pelas usinas térmicas, que
contribuem com os fenômenos de aquecimento global e chuvas ácidas têm
preocupado a comunidade científica e a opinião pública mundial devido às
conseqüências imprevistas para a vida na terra. O dióxido de carbono (CO2),
metano (CH4), e óxido de nitrogênio (NOx) são os gases que contribuem para o
aquecimento global, sendo que o dióxido de carbono é responsável por 90% do
fenômeno.
O principal problema relacionado às emissões de dióxido de carbono é
que não há equipamento econômico e prático para evitá-las. Entretanto como
meio de equilibrar as emissões de dióxido de carbono são geralmente
propostas as plantações das florestas.
Há vários riscos associados com emissões de dióxido de carbono, e o
mais intrigante é o efeito estufa, que pode causar um aumento na temperatura
da terra, com conseqüências imprevistas no clima do planeta. Supondo um
aumento nas emissões de 1 por cento ao ano, no período de 50 a 100 anos
haveria um aumento, em média, de 2 oC a 4 oC na temperatura do planeta
(BOLOGNINI, 1996). Por conseqüência altera as condições climáticas
mundiais, causando impactos profundos em ecossistemas, agricultura,
recursos hidráulicos, provocando a nível mundial sérias conseqüências sócioeconômicas .
A principal causa de emissões de dióxido de carbono é a combustão de
carvão, óleo e gás, que somam dois terços do total das emissões, enquanto o
desflorestamento, queimadas e outras fontes são responsáveis pela terceira
parte.
81
A chuva ácida é caracterizada pela redução do pH da água da chuva. É
a causa principal da morte de florestas em muitos países e do declínio
ecológico de lagos e rios. A queima de carvão é a principal fonte deste
fenômeno, que está fortemente relacionado com as emissões de óxidos de
enxofre (SOx) e óxidos de nitrogênio (NOx) (BOLOGNINI, 1996).
A Legislação Ambiental brasileira não controla emissões de NOX de
fontes estacionárias (Usinas Termelétricas). Em termos oficiais, a legislação
brasileira estabelece padrões de controle de poluição atmosférica; este controle
é definido através de padrões de emissão de poluentes, que determinam a
quantidade máxima permissível de poluentes que uma determinada fonte
poluidora pode emitir (COELHO, 1999).
Em termos de padrões de emissão é utilizada a legislação a respeito de
fontes estacionárias de combustão (Usinas Termelétricas) (CONAMA
Resolução no 008 de 06/12/90) que restringe-se a fontes novas, incluindo
apenas os poluentes SOX e MP emitidos nos gases e combustão. A atuação da
CETESB é voltada, principalmente, para as emissões veiculares, através do
PROCONVE (que sem dúvida são importantíssimas, porém faz-se necessário
também o controle das emissões de fontes estacionárias).
FURNARI e
VERGNHANINI, 1997 observam a falta de controle de emissões de fontes
estacionárias no Brasil e alertam que, mesmo a CETESB, reconhecida como o
melhor órgão estadual do país no controle de emissões, não tem meios para
controlá-las, por falta de legislação adequada e de haver atuação dos órgãos
responsáveis.
A esse respeito, COELHO, 1999 observa que:
a) a legislação se refere apenas a fontes novas, desobrigando portanto
os equipamentos velhos (e, conseqüentemente, com maior potencial
poluente) a seguir os padrões estabelecidos;
b) não são estabelecidos padrões de emissão para os poluentes CO e
NOX. A maioria dos países não estabelece padrões de emissões
para CO considerando que, em condições de operação normais
82
(equipamentos adequadamente regulados), as taxas de emissão são
reduzidas. Ao mesmo tempo, a legislação internacional estabelece
limites para o NOX, ao contrário do Brasil e
c) A grande maioria dos equipamentos nacionais queimam óleos
combustíveis ultraviscosos, produzidos pela Petrobrás, a partir dos
resíduos de fundo da destilação do petróleo, diluídos com frações
mais leves. Segundo o IPT, esses combustíveis requerem particular
atenção quanto à emissão de poluentes, uma vez que combustíveis
mais pesados produzem na sua queima maior diversidade e,
freqüentemente, maiores quantidades de poluentes para cada
quantidade de energia liberada.
A falta de padrões de emissão para o NOX é preocupante pelo fato de
que, a partir da maior disponibilidade de gás natural (gasoduto Brasil-Bolívia)
sua utilização será mais intensa, utilizado em ciclos combinados com turbinas a
gás (correspondendo a uma tecnologia muito mais eficiente em termos de
geração de energia termelétrica e, conseqüentemente, de menor custo de
geração).
O gás natural costuma ser apresentado como “combustível ecológico”,
“não poluente”, quando na verdade trata-se de um combustível menos poluente
do que os demais combustíveis fósseis, desde que adotadas as medidas de
controle de poluição adequadas, como em outros países. Segundo COELHO,
1999 e VILLANUEVA et al., 1998, os fabricantes de turbinas a gás possuem
modelos convencionais e outros com “emissões reduzidas de NOX”. Para as
novas instalações de termelétricas a ciclo combinado, serão utilizadas as
turbinas com as câmaras de combustão modificadas, para menor emissão de
NOX, sem que haja uma legislação que exija essa condição?
Para SO2 e MP, que são os únicos poluentes para os quais foram
definidos padrões no Brasil, observa-se que os padrões nacionais permitem
emissões superiores àquelas de outros países.
83
Os óxidos de enxofre podem causar problemas de saúde, redução de
visibilidade e corrosão de materiais. Podem também afetar a fauna e a flora,
incluindo problemas econômicos devido a redução de colheitas (BOLOGNINI,
1996).
As emissões dos óxidos de nitrogênio (poluente mais crítico na
combustão do gás natural) também contribuem com muitos outros problemas
na qualidade do ar, inclusive para a redução da camada de ozônio. Estas
emissões causam problemas respiratórios, cardiovasculares e de rim, perda de
cores de tinta, impactos na visibilidade, e redução do crescimento das plantas
(BOLOGNINI, 1996). Entretanto, os veículos representam a principal fonte de
óxidos de nitrogênio.
O ozônio, um poluente secundário, é um óxido foto-químico,
componente principal da fumaça encontrada em cidades grandes. Ao mesmo
tempo a camada de ozônio é benéfica à vida porque funciona como uma
barreira às emissões ultravioletas. No nível do solo uma concentração alta de
ozônio é prejudicial à saúde (asma e bronquite) e para o ambiente. Compostos
orgânicos voláteis contribuem com a camada de ozônio, enquanto monóxido de
carbono causa problemas de saúde, particularmente doenças respiratórias
(BOLOGNINI, 1996).
6.3.3. Usinas Nucleares
Os principais impactos ambientais de usinas nucleares são os seguintes:
•
emissões de rotina nas operações da usina;
•
risco de acidentes catastróficos, tal como ocorrido em Chernobyl e Ilha de
Três Milhas;
•
médio e baixo nível de desperdício;
•
proliferação da energia nuclear para propósitos militares;
•
lixo atômico e
•
desmontes.
84
Além disso, o sistema de refrigeração por água pode causar estrago à
fauna aquática, como ocorre, também, em outras tecnologias. O ciclo de
combustível nuclear causa emissões de dióxido de carbono durante a
mineração do urânio, a fabricação do combustível e a construção da usina.
De acordo com FURTADO, 1996 a energia nuclear é um recurso
razoavelmente limpo, e deveria ser uma solução para evitar estragos ao meio
ambiente causados por outras usinas de energia térmica, pois apresenta
algumas vantagens quando comparada com outros recursos, embora
reconheça os problemas de risco, responsabilidade e aceitação pública deste
recurso. A energia nuclear forneceu em torno de 17% da energia elétrica do
mundo em 1990, evitando portanto emissões de CO2 adicionais de 25% na
geração de energia elétrica, ou 9% no total de emissões devido ao estoque de
energia global por combustíveis fósseis.
Como principal vantagem, ele salienta que a energia nuclear não emite
gases e ácidos poluentes, e além do mais essa fonte de combustível é
relativamente menos escassa do que o óleo e o gás.
Além do risco de acidentes, a questão dos resíduos radioativos do
processo (SAUER, 1994) é ainda objeto de discussão, mesmo nos países
desenvolvidos que utilizam usinas nucleares. A usina nuclear de Angra I, ao
final de sua vida útil, terá gerado aproximadamente 700 toneladas de
combustíveis irradiados. No caso de Angra II esses valores devem dobrar
(SAUER, 1994).
6.4.
Impactos Ambientais da Cogeração no Segmento de Papel e
Celulose
Para o desenvolvimento deste item serão avaliadas as emissões de
poluentes para cada combustível (como óleo diesel, óleo combustível, carvão)
e assim será mostrada que a utilização da biomassa e do gás natural é
benéfica, sob o ponto de vista da redução da poluição, quando comparada com
85
a combustão de insumos energéticos de origem fóssil, na geração de energia
elétrica em sistemas de cogeração.
A utilização da biomassa, sob uma forma de renovabilidade contínua,
permite a fixação do carbono através de um balanço natural de equilíbrio entre
o carbono emitido na queima e o carbono capturado pela nova planta em
crescimento (ressalvados os cuidados necessários relativos ao uso do solo e
da água associados ao processo de plantio), além da ausência de enxofre na
biomassa. Juntamente com a conservação e o uso racional da energia, a
utilização da biomassa, de maneira equilibrada, pode tornar-se o grande salto
tecnológico para a produção de energia, associada ao conceito de
desenvolvimento sustentado, garantindo o crescimento econômico e a
preservação ambiental (ZYLBERSZTAJN e COELHO, 1992).
Pelo fato da biomassa (lixívia, cascas, cavacos e resíduos florestais em
geral) ser um resíduo inevitável do processo de fabricação da celulose e de se
apresentar em grandes quantidades, esta é considerada uma excelente opção,
inclusive em termos ambientais, para a cogeração. Com as tecnologias atuais,
o processo se mostra ineficiente, porém existem tecnologias mais eficientes
para utilizá-la, como já foi visto.
A possibilidade do uso do gás natural foi levada em consideração, já que
com a concretização do gasoduto Brasil-Bolívia, poderemos contar com uma
oferta mais expressiva desse combustível na matriz energética do país. Porém,
é importante lembrar dos impactos ambientais causados pelas emissões de
NOX e da falta de padrões para esse controle no Brasil.
Também para a sociedade a cogeração de eletricidade, a partir da
biomassa, apresenta benefícios. Os benefícios ambientais da biomassa já são
conhecidos, em particular pelo balanço quase nulo das emissões de carbono,
mesmo levando em conta as emissões de outros poluentes (quando
comparadas com fósseis) (COELHO, 1999).
86
No caso das emissões de carbono, somente no Estado de São Paulo,
em 1996, foram de 64,79 milhões de toneladas (COELHO, 1999) originadas
pela queima de combustíveis fósseis (50% maior que em 1982), sendo o setor
industrial responsável por mais de 30% das emissões (BEESP, 1997). Por
outro lado, a utilização de biomassa como combustível para geração
termelétrica em substituição ao óleo combustível, carvão e outros combustíveis
fósseis reduz a emissão de poluentes principalmente pela ausência de enxofre
e particulados.
Dentro do segmento de papel e celulose, os benefícios ambientais nas
indústrias de papel foram analisados em outros estudos (VILLANUEVA e
COELHO, 1998), com a comparação das emissões de poluentes quando o óleo
combustível
é
substituído
pelo
gás
natural.
Os
resultados
obtidos
demonstraram que a situação do grupo de indústrias de papel estudado se
apresenta como uma situação intermediária, em termos ambientais, quando
relacionada com o uso do ciclo CEST, que aumenta a energia total gerada
(aumentando o consumo de óleo combustível), elevando as emissões de
poluentes. Observou-se, também, que apesar do gás natural ser considerado
um combustível limpo, ele emite uma considerável quantidade de NOX, que
precisaria ser controlada.
As indústrias de celulose, também já foram estudadas (HORTA
NOGUEIRA e WALTER, 1995, SILVEIRA e HORA NOGUEIRA, 1990). Por
este motivo serão aqui analisadas as indústrias integradas.
6.4.1. Biomassa (resíduos e lixívia)
Biomassa é a quantidade de material orgânico na terra, particularmente
resíduos de plantas, que no campo da energia é usada para descrever todas
as formas de plantas e derivados que podem ser convertidos em energia
utilizável, como madeira, resíduos urbanos e florestais, grãos, talos, óleos
vegetais e esterco. A energia gerada pela biomassa é também conhecida como
“energia verde” ou “bioenergia”.
87
Uma das formas de utilização da biomassa é através da queima direta
para produzir energia térmica e eletricidade. É uma fonte primária de energia,
que está em desenvolvimento e provê 14% da energia total do mundo46. Seu
uso oferece vantagens tanto para os países desenvolvidos quanto para os
países em desenvolvimento. Por exemplo, a energia que provém da biomassa,
pode substituir aquela gerada por hidrelétricas, e assim reduzir as inundações
preservando a flora, o habitat para a vida selvagem, agindo como uma barreira
à degradação da terra. Além disso, pode evitar a locomoção da população das
terras que serão alagadas para outras, com os vários “impactos sociais”
conhecidos.
Existem muitas vantagens na utilização da biomassa como combustível,
pelas reduzidas emissões de poluentes, em particular porque não contêm
enxofre, não emitindo SO2 na combustão.
A substituição de combustíveis fósseis pela biomassa reduz as
emissões de carbono, que causam o efeito estufa (aquecimento global da
terra). As emissões de CO2, pela queima de biomassa, podem ser
consideradas praticamente nulas, pois o CO2 liberado na reação química é
reabsorvido no próximo ciclo de vida da planta (fotossíntese).
Apenas quando se considera o ciclo completo da biomassa, incluindo o
consumo direto e indireto de fósseis verifica-se a emissão de CO2 (COELHO,
1999, MANN e SPATH, 1997).
A utilização de biomassa provoca um incremento na economia da região
e do país, proporcionando a geração de empregos, não só pela dinamização
do setor de equipamentos, como na área rural (fixando e/ou aumentando o
número de empregos no campo), evitando a migração para as cidades, além
de aumentar o recolhimento de impostos.
46
www.energyhouse.com/bun/informat.htm
88
Além disso, um programa integrado de desenvolvimento rural baseado
num gerenciamento efetivo de biomassa, pode colaborar para desenvolver
produtos novos e mais competitivos, aumentar a produtividade das terras e a
rentabilidade da agricultura tradicional, bem como diminuir as importações de
petróleo, contribuindo para o equilíbrio da balança comercial do país.
Como acontece com qualquer tipo de combustível, deve ser
adequadamente administrado, de forma sustentável, evitando o desmatamento,
que por sua vez, pode diminuir a diversidade genética de nossas florestas, com
todos os prejuízos já conhecidos.
A importância da biomassa como objeto de estudo tornou-se inegável na
sociedade moderna. No Brasil, em 1995, os recursos da biomassa respondiam
por cerca de 27% (14% - lenha e 13% - produtos da cana-de-açúcar) da
produção total de energia primária, sendo portanto proporcional à toda
produção nacional de combustíveis fósseis - 26,8% (FREITAS, 1998).
No caso da lixívia (licor negro), um resíduo inevitável do processo de
fabricação da celulose, altamente tóxico e poluente, há inúmeras vantagens na
reciclagem. Nela estão presentes todos os produtos químicos utilizados no
processo “sulfato” de fabricação de celulose, e que se não fosse utilizada como
combustível, na caldeira de recuperação (com a finalidade de recuperar estes
produtos químicos e gerar vapor), deveria ser descartada com elevados
impactos ambientais em rios, lagos e lençóis freáticos.
O setor industrial consome 43,5% de toda a biomassa utilizada no país.
O segmento de papel e celulose é, dentro do setor industrial, um dos maiores
consumidores de biomassa, representando 15% do consumo do setor e 7% do
consumo final de biomassa no país (BEN, 1999). A lixívia representa 48% de
sua matriz
energética, seguida de 24% entre cascas, cavacos e lenha.
Segundo a BRACELPA, 1997, dos 2.696.548 MWh gerados pelas indústrias
integradas em 1996, 1.372.739 MWh foram gerados a partir da lixívia.
89
6.4.2. Gás Natural
Entre os combustíveis fósseis, o gás natural é o menos poluente (tabela
6.1.). Sua baixa capacidade poluidora pode ser observada quando comparada
aos combustíveis usuais de origem fóssil, principalmente no que tange à
emissão de gases sulfurosos, em virtude de seu baixo teor de enxofre
(MENDES, 1996), mas é importante ressaltar que as emissões de NOX são
altas (COELHO, 1999), e que não são controladas pelos órgãos ambientais no
Brasil, pois não há legislação adequada no país.
Sua participação na matriz energética brasileira ainda é reduzida (2,1%
do consumo final, representando aproximadamente 6 milhões de metros
cúbicos em 1996, segundo BEN, 1997), mas as perspectivas são de aumento
devido ao gás natural da Bolívia, com previsão inicial de 4 milhões de m3/d,
passando para 8 milhões de m3/d em 2000, podendo atingir 30 milhões de
m3/d.
É importante discutir os aspectos positivos da utilização do gás natural
em substituição aos combustíveis usuais de origem fóssil e poderá ser
observado que o mesmo pode ter inúmeras aplicações que ajudam a melhorar
as condições ambientais e inclusive reduzem a emissão dos gases
provocadores do efeito estufa.
Como analisa GOMES, 1996 (p.34) “A adoção de critérios de
internalização de custos ambientais na indústria e na produção de energia, tais
como os custos dos equipamentos anti-poluição, o tratamento e armazenagem
de combustíveis nucleares ou ainda a inundação de áreas e o deslocamento de
populações pela construção de hidrelétricas, tenderão cada vez mais a colocar
o gás como alternativa energética de menores impactos ambientais”.
Realmente o gás natural tem vantagens que são concretas, quando
comparadas com os demais combustíveis fósseis, mas é conveniente lembrar
que ele é mais poluente que a biomassa, principalmente com relação às
emissões de carbono (IPCC, 1995).
90
Diversos estudos já analisaram o gás natural, sua origem, composição,
principais propriedades e características (BELLINI, 1998, MENDES, 1996,
GOMES, 1996).
Entre suas diversas utilidades, deve ser destacado seu uso como
combustível na geração de energia, sendo considerado o combustível mais
apropriado para uso em turbinas a gás.
BELLINI, 1998 dá uma atenção
especial à distribuição de gás no Brasil e em particular ao atual sistema de
distribuição de gás no Estado de São Paulo.
Face
às
expectativas
nacionais
decorrentes
das
preocupações
referentes a um possível risco de déficit no setor elétrico brasileiro, em
decorrência particularmente dos reduzidos níveis de investimentos efetuados, o
governo brasileiro busca novas alternativas para a minimização do problema,
com o aumento da participação do gás natural na matriz energética brasileira,
existindo inúmeros estudos que relatam o histórico detalhado do gasoduto
Brasil-Bolívia (BELLINI, 1998; MENDES, 1996).
O gás, proveniente do gasoduto Brasil-Bolívia, deverá abastecer as
termelétricas previstas para o Estado: Usina de Piratininga, com capacidade de
450 MW e Petroquímica de Paulínia, com igual capacidade. Existem também
os contratos de intenções assinados entre a distribuidora e as indústrias
interessadas em projetos de cogeração (5,66 milhões de m3 por dia) (BELLINI,
1998). Com a elevação da taxa de câmbio do dólar, houve a elevação do preço
do gás e dos preços dos equipamentos necessários (turbinas a gás), todos
importados (e conseqüentemente com seus preços agora mais elevados).
Adiante serão discutidas as medidas de incentivo que foram dadas pelo MME
para viabilizar as UTE’s a gás natural.
No capítulo anterior foi calculado o consumo de gás necessário para um
grupo de indústrias de papel e celulose (1,2 milhões Nm3/d), o que corresponde
91
a um valor significativo pois, somente a necessidade de gás para abastecer a
Usina de Piratininga, é de 2,1 milhões de m3 por dia47.
Assim, permanece a dúvida: apesar das vantagens da cogeração com
gás natural (BELLINI, 1998, MENDES, 1996), existirá oferta de gás natural
para a cogeração?
6.4.3. Vantagens na Substituição de Combustíveis Fósseis por
Biomassa/Gás Natural
Neste item será feita a avaliação das emissões de poluentes no
processo de cogeração, em particular para o grupo de indústrias selecionadas
(item 3.2.) a partir dos fatores de emissão de poluentes para cada combustível
utilizado nas tecnologias propostas (item 4.3.).
6.4.3.1. Cálculo das Emissões Atuais de Poluentes para o Grupo de Indústrias
Selecionadas
Para calcular as emissões de poluentes para o grupo foi considerada,
inicialmente, a situação atual de utilização do óleo combustível e em seguida
sua substituição por biomassa e gás natural.
O óleo combustível tem significativa participação na matriz energética
brasileira, apresentando um consumo de 13.964.205 t em 1998 (BEN, 1999),
não apenas em geração termelétrica (10%), mas também como energético nos
vários setores (65% do total corresponde ao consumo do setor industrial). É um
dos responsáveis pela poluição atmosférica, através das emissões de SO2,
NOX e material particulado, além do carbono, na forma de CO e CO2.
A partir dos valores adotados (tabela 6.1.) para os fatores de emissão de
poluentes do óleo combustível, da madeira e do gás natural, foram calculadas
47
IENO, G.O. IEE/USP. Comunicação Pessoal. São Paulo, 1999.
92
as emissões para o grupo de indústrias selecionadas (Anexo IV), e
apresentadas na tabela 6.2..
Tabela 6.1. - Valores das Emissões Específicas para os Combustíveis
Utilizados
Emissões específicas
Emissões específicas
Emissões específicas
Óleo Combustível
Madeira *** (25% de umidade)
Gás Natural****
(kg / 10 kcal)*****
(lb /t)
(kg / m3)
SO2
3,507*
-
-
NOX
0,800**
-
0,00677
MP
0,240**
6,6
-
CO
0,015**
-
0,001161
VOC
-
1,34
-
Poluentes
6
Fontes: *calculado em COELHO, 1999, para o óleo combustível nacional.
**calculado em FURNARI eVERGNHAGNINI, 1997.
***EPA, 1985.
****MENDES, 1996.
Nota: ***** kcal de óleo combustível consumido.
A análise partiu da situação atual do grupo de indústrias, onde o
combustível fóssil utilizado é principalmente o óleo combustível.
Prosseguindo com a análise foi considerada a substituição do óleo
combustível pela biomassa, conforme a configuração 1, da análise técnica
(item 4.3.).
Para concluir a análise de emissões de poluentes, foi considerada a
substituição do óleo combustível por gás natural, que entre os combustíveis
fósseis é o menos poluente (BELLINI, 1998, MENDES, 1996, GOMES, 1996),
conforme a configuração 2, da análise técnica (item 4.3.).
93
A seguir, a tabela 6.2. apresenta os resultados da análise, cuja planilha
de cálculos se encontra no Anexo IV.
Tabela 6.2. - Emissões de Poluentes para o Grupo de Indústrias Selecionadas,
a partir dos Combustíveis Utilizados
Situação Atual
Poluentes
Pot. Inst. (210 MW)
(t / d)
Configuração 1
Configuração 2
Pot. Inst. (308 MW)
Pot. Inst. (454 MW)
Emissões
Redução
Emissões
Redução
(t / d)
(%)
(t / d)
(%)
SO2
0,004 – 0,0149
-
100
-
100
NOX
0,0034
-
100
0,0008
24
CO
0,0001
-
100
0,0001
-
MP
0,0010
0,0008
80
-
100
VOC
n.d.
0,0002
-
-
100
Fonte: Cálculos da autora.
- Conclusão Preliminar
Através da análise dos resultados obtidos, pode ser observado, como já
era esperado, que o consumo de óleo combustível implica em emissões mais
elevadas. Ficam evidentes, também, as maiores vantagens ambientais da
biomassa em relação ao gás natural, correspondentes às emissões de carbono
e de NOX. Estas vantagens serão discutidas, com detalhes, no item 6.5., onde
serão calculadas, a partir das emissões de CO2, as emissões de carbono por
MWh gerado, o abatimento de carbono em t/ano e os créditos de carbono
correspondentes ao abatimento das emissões, para a situação atual do grupo e
para as novas configurações.
94
6.5. Emissões de Carbono
Na virada do milênio, um dos maiores desafios do homem é encontrar
maneiras de reduzir a concentração de gás carbônico na atmosfera. O dióxido
de carbono (CO2) juntamente com o CH4 são os principais responsáveis pelo
chamado efeito estufa, o fenômeno que, segundo a maioria dos especialistas,
está fazendo a temperatura do planeta subir48. Além de reduzir essas
emissões, é ainda preciso retirar o excesso já liberado.
Entretanto, não
existem mecanismos viáveis que permitam a operação de um sistema capaz
de retirar gás carbônico da atmosfera de forma contínua e progressiva.
Já em 1988, nos Estados Unidos, em uma reunião da Comissão de
Energia e Recursos Naturais do Senado, foi dado o primeiro alerta público de
que os indícios eram tão grandes que o efeito estufa já era uma realidade. Foi
dado um tom oficial ao que muitos cientistas já sabiam há décadas: a liberação
do CO2 na atmosfera, quer pela destruição das árvores, quer pela queima de
combustíveis fósseis, tornaria inevitável o aquecimento do planeta.
Apesar disso, o mundo industrial continuou a lançar, diariamente,
toneladas de CO2 na atmosfera. Sua concentração aumentou de 270 partes
por milhão, antes da revolução industrial, para cerca de 350 partes por milhão,
no início desta década. A cada ano, segundo a organização ambientalista
Greenpeace, são lançadas 6 bilhões de toneladas de CO2 na atmosfera.
Os países industrializados conhecem bem o problema, porém o ritmo
das discussões é muito mais lento do que as modificações por que passa o
planeta. Em 1997, durante a Convenção Quadro das Nações Unidas sobre
Mudanças Climáticas, em Quioto, no Japão, ficou estabelecido um corte
significativo sobre as emissões de CO2 registradas em 1990 (redução de 5%,
em média), o que implica em fortes mudanças nas matrizes energéticas dos
48
“O ano de 1997 entrou para a lista dos anos mais quentes da história.” Flávio Gut, 1998 - Revista
Silvicultura - no 75, pg. 42.
95
países industrializados. Isto significa reduzir as atuais emissões em cerca de
900 milhões de toneladas de carbono por ano. Como o custo da redução de
cada tonelada de CO2 é estimado em até US$ 100, isto significa que o custo
total pode atingir entre US$ 90 e US$ 100 bilhões.
O Protocolo de Quioto, que ainda está sendo objeto de inúmeros
debates, por vários especialistas, constitui um enorme passo no qual os países,
pela
primeira
vez
na
história
da
humanidade,
reconheceram
seus
compromissos globais na condução dos destinos do planeta e, ao mesmo
tempo, assumiram uma responsabilidade partilhada, de acordo com o grau de
desenvolvimento e estruturação econômica de cada um.
Acredita-se que será aceito o conceito de comercialização internacional
de créditos de seqüestro de carbono (retirada da atmosfera) ou da redução de
emissão de gases-estufa. Isto significa que os países que conseguirem
reduções abaixo de suas metas poderão vender esse crédito para outro país
que não as consiga. Esse é um ponto importante, pois permite que o objetivo
de reduzir a concentração de CO2 na atmosfera tenha um custo global menor.
Países com baixo custo marginal de redução de emissões passarão a ser
provedores desse tipo de serviço ambiental, enquanto países com maiores
custos de redução de emissões poderão comprar esses serviços.
Três
mecanismos
incluídos
no
Protocolo
de
Quioto
deverão
regulamentar as transações internacionais por créditos de redução de
emissões. Países industrializados poderão transacionar suas cotas de emissão
entre si, ou em projetos de implementação conjunta que levem à redução de
emissões em outros países industrializados. Países em desenvolvimento
participarão desse mercado através dos Mecanismos de Desenvolvimento
Limpo (CDM - Cleam Development Mechanisms), proposto pelo Brasil, em
Quioto. Esse mecanismo terá o papel de direcionar investimentos de países
industrializados em projetos que levem à redução de emissões de gases efeito
estufa (ou absorção de gás carbônico em florestas) em países em
96
desenvolvimento. E, por fim, o Protocolo regulamenta os métodos aceitos para
efetivar tais reduções (ASPEN FORUM, 1999).
O CDM foi definido, no Protocolo de Quioto, como um instrumento de
mercado com o potencial para prover apoio financeiro para países em
desenvolvimento (não incluídos no Anexo I), em troca de certificados de
redução de emissões; esses certificados serão usados pelos países
desenvolvidos (países pertencentes ao Anexo I), para cumprir parte dos
acordos de limitações e redução de emissões.
Para os países em desenvolvimento o CDM representa um novo e
poderoso canal para assistência técnica e financeira, como também para fluxos
de investimentos diretos, promovendo desenvolvimento sustentável. Os países
desenvolvidos poderão usar a Certificados de Redução de Emissões (Certified
Emissions Reductions - CER), obtidos através de projetos desenvolvidos nos
países não pertencentes ao Anexo I, como parte dos acordos de limitações e
redução de emissões.
O CER pode ser visto como um novo produto a ser comercializado,
possivelmente no ano 2000, entre entidades públicas e privadas. Uma vez o
projeto certificado, o CER será oferecido aos países industrializados, por um
processo de licitação. Comprando o CER os investidores não estarão
assumindo o custo do projeto, mas o valor de mercado do CER, eliminando
certos riscos associados diretamente aos projetos.
Durante o U.S. - Brazil Global Aspen Forum49, realizado em novembro
de 1998, foram discutidos inúmeros assuntos relativos à natureza do CDM,
como sua disseminação e implementação. O compromisso estabelecido entre
49
O U.S. - Brazil Aspen Fórum foi desenvolvido pela Câmara Americana de Comércio no Brasil, em
conjunto com a Universidade do Colorado, com apoio da USP e do Lawrence Berkeley Laboratory (São
Roque, 1998, Aspen, 1998, São Roque, 1999).
97
os países do Anexo I, para reduzir as emissões quantificadas em 5% abaixo
dos níveis de 1990 (aproximadamente), significa um esforço que representa
uma diminuição de 30% nos níveis de emissões que poderiam ser atingidos em
2008 - 2012, se nenhuma medida fosse tomada (ASPEN FORUM, 1999).
Esses mecanismos podem criar uma grande variedade de negócios nos
próximos anos e talvez o Brasil tenha condições necessárias para participar de
desses negócios. Afinal, os custos de redução de emissões são geralmente
menores em países em desenvolvimento.
É de especial importância o estudo desenvolvido pelo IEA - Instituto de
Estudos Avançados da Universidade de São Paulo - o Projeto Floram
(Florestas Ambientais), propondo criar um mecanismo que associe as
vantagens da emissão de certificados de seqüestro de carbono e contratos
futuros de madeira. A fórmula garante a transferência de recursos dos países
desenvolvidos para o Brasil, reativando assim, a indústria de base florestal,
abalada desde o fim do subsídio para o reflorestamento, em 1987. A absorção
do
carbono
jamais entrou na equação
financeira das empresas de
reflorestamento, mas é provável que isso ocorra agora porque há interesse das
nações industrializadas em reduzir as emissões globais de carbono.
Estudiosos50 mostram que países como a Noruega e Holanda não
conseguem reduzir suas emissões nem abaixo dos níveis atuais e começam a
promover o plantio de florestas em países tropicais para que elas absorvam
parte do carbono emitido por eles. Países do Sudeste da Ásia e Caribe já se
beneficiaram desse interesse.
O Brasil tem várias vantagens, representadas pelo clima e solo, além de
disponibilidade de mão-de-obra, maior produtividade, menor idade de corte
50
Bastos Cruz e Amantino de Freitas, 1998 - Revista Silvicultura - no 75, p. 44.
98
(aproximadamente 7 anos, para o eucalipto) e tecnologia
de plantio
disponível. Assim, no caso da madeira, precisa ser desenvolvida a
conceituação de um certificado de reflorestamento que possa ser vendido nos
mercados internacionais aos maiores emissores de CO2 e interessados na
indústria base florestal. Os resultados obtidos seriam aplicados no plantio de
florestas para fins ecológicos e industriais no Brasil, suprindo a lacuna deixada
pelo fim dos incentivos fiscais.
Com base em cálculo da SBS - Sociedade Brasileira de Silvicultura, o
custo médio de implementação de um hectare de floresta é de US$ 850 e a
manutenção gira em torno de US$ 50 por ano, em seis anos. Ou seja, US$
1.150 por hectare até a maturação da floresta. Cada hectare seqüestraria
anualmente 9 toneladas de carbono, ou 63 toneladas de carbono em sete
anos. Se o seqüestro de uma tonelada de carbono for vendido a US$ 10, ou
US$ 630 em sete anos, tem-se mais da metade do investimento necessário
para a implantação do projeto.
No que se refere à utilização da biomassa no setor industrial, apesar das
inúmeras discussões que vêm ocorrendo, ...”a cogeração de eletricidade a
partir de biomassa representa quase um consenso de que é, de fato, uma
possibilidade concreta para aplicação dos CDM’s” (COELHO, 1999, p.181).
6.6. Avaliação Ambiental do Grupo de Empresas Selecionadas
Neste item são avaliadas as reduções nas emissões de carbono
decorrentes da introdução de tecnologias de cogeração mais eficientes nas
empresas de papel e celulose e da substituição dos combustíveis utilizados por
biomassa e/ou gás natural, com menores emissões de carbono. E, a partir de
valores (conservadores) para a taxação de carbono, é discutida a contribuição
que este mecanismo teria para a introdução de processos de cogeração mais
eficientes no segmento de papel e celulose, em particular com a possibilidade
de investimentos de países desenvolvidos.
99
6.6.1. Avaliação das Emissões de Carbono para o Grupo de Empresas
Selecionadas - Oportunidades do Protocolo de Quioto
As emissões de carbono devido à utilização de combustíveis fósseis são
elevadas no segmento de papel e celulose. No Estado de São Paulo, por
exemplo, as emissões correspondem a 10% da emissões do setor industrial,
apesar do elevado consumo de biomassa (resíduos do processo). Assim
sendo, há espaço para a introdução de combustíveis menos poluentes,
substituindo os fósseis utilizados. A tabela 6.3. ilustra a participação
significativa do óleo combustível nas emissões do segmento. No caso da lenha,
deve ser observado que, apesar das emissões contabilizadas, o valor líquido
será aproximadamente nulo, se a mesma for produzida de forma sustentável,
como se sabe.
É dentro deste contexto - a substituição do óleo e carvão por
combustíveis com menores emissões de carbono - que podem se situar as
oportunidades do Protocolo de Quioto, como discutido a seguir.
Tabela 6.3. - Consumo de Fósseis e Emissões de Carbono (CO2) no Segmento
de Papel e Celulose (1995)
Consumo (1995)
Combustível Unidade
Emissões CO2 (Mt) (1995)
São Paulo*
Brasil**
São Paulo*
Brasil***
88.000.000
105.000.000
0,160
0,191
Gás natural
m3
Carvão
toneladas
0
187.000
0,000
0,292
Lenha****
toneladas
1.190.000
2.887.000
0,820
1,989
400.000
792.000
1,170
2,317
Óleo comb.
m
3
Fontes: * BEESP, 1996 **BEN 1996
*** Calculadas a partir de SP em VELÁZQUEZ, 1999.
Nota: ****Considerando-se o uso sustentável, as emissões líquidas são nulas.
100
Considerando-se as novas configurações analisadas no item 4.3., no
primeiro caso pode ser considerado que as emissões de carbono são nulas. Na
verdade, mesmo apenas quando se considera o ciclo completo, incluindo os
combustíveis fósseis consumidos direta ou indiretamente, ocorrem emissões
de carbono. Neste caso, os resultados disponíveis indicam, por exemplo,
0,046t de CO2 por MWh gerado numa instalação de gaseificação de
madeira/ciclo combinado (MANN e SPATH, 1997), contra 0,87 e 0,38t de
CO2/MWh nos casos de óleo combustível e gás natural, respectivamente, para
tecnologias disponíveis, porém sem considerar o ciclo completo. Também no
caso da cogeração no setor sucroalcooleiro, as emissões no ciclo completo
correspondem a 0,053 - 0,080t de CO2/MWh (COELHO, 1999).
Assim, adotando-se as emissões da biomassa nulas e calculando-se as
emissões referentes ao gás natural (Anexo II), obtém-se os valores
apresentados na tabela 6.4., correspondentes à redução nas emissões de
carbono com as tecnologias mais eficientes. Assim, dentro dos mecanismos do
Protocolo de Quioto, a ser introduzido a partir do ano 2000, existe uma
oportunidade para colaborar nos investimentos necessários à cogeração com
tecnologias mais eficientes.
Dentro desta perspectiva, pode-se avaliar quais seriam os créditos
correspondentes a esta redução de emissões. As tabelas 6.3. e 6.4.
apresentam os resultados obtidos, considerando-se valores conservadores
para a taxa de carbono (US$ 10 a US$ 100 por tonelada de carbono evitado).
Para o cálculo efetuado foram consideradas as emissões de carbono a partir
do BEESP e a energia elétrica gerada em cada configuração adotada no item
4.3.; a partir destes dados, foram calculadas as emissões (e as reduções) de
carbono por MWh gerado.
101
Tabela 6.4. - Emissões de Carbono Evitadas e Abatimento nas Emissões com
as Novas Configurações para o Grupo de Indústrias
Configuração atual
Configuração 151
Configuração 2
Emissões de carbono
Abatimento de carbono
(toneladas de C/MWh
(toneladas C/ano)
gerado)
0,314
Não há
Aprox. nulas
570.204
0,017
504.175
Fonte: VELÁZQUEZ et al., 1999.
Notas: Emissões específicas (BEESP), conforme segue:
1.
Gás Natural: 53,3 t de CO2/TJ
2.
Óleo Combustível: 73,5 t de CO2/TJ
3.
Carvão: 93,4 t de CO2/TJ
Considerando que o investimento para a configuração 2 deva ser
amortizado pela eletricidade gerada, a análise econômica anterior indica um
custo de geração em torno de 34 a 56 US$ /MWh (para as condições da tabela
5.1.). A título de exemplo, para 47 US$ /MWh, a tabela 6.5. adiante indica a
influência dos créditos de carbono na análise econômica.
Tabela 6.5. - Créditos de Carbono Correspondentes ao Abatimento das
Emissões (Configuração 2 - T.G./C.C.52)
TAXA DE
CARBONO
CRÉDITOS
US$/tC
10
20
50
100
US$/ANO
5.041.746
10.083.492
25.208.730
50.417.461
2,81%
5,079%
15,84%
37,64%
ABATIMENTO CUSTO DE
GERAÇÃO
Fonte: BEESP e VELÁZQUEZ et al., 1999.
51
O combustível é biomassa (resíduos do processo e lenha).
Turbina a gás em ciclo combinado, queimando com gás natural, adaptada à instalação existente, em
substituição à caldeira de óleo combustível.
52
102
- Conclusões Preliminares
Como esperado, quando se substitui os combustíveis mais poluentes
(como óleo combustível) por biomassa ou gás natural, ocorre uma redução nas
emissões de carbono (maior no caso da biomassa) e, conseqüentemente, há a
oportunidade para que obtenção de créditos correspondentes às taxas de
carbono,
abrindo
a
oportunidade
para
que
investidores
de
países
desenvolvidos se interessem em participar de projetos conjuntos em
cogeração, dentro das perspectivas do Protocolo de Quioto.
Apesar das inúmeras controvérsias ainda existentes com relação ao
Protocolo, não apenas na definição do caso base mas também na participação
(ou não) de países em desenvolvimento na redução de emissões de carbono,
esta parece ser uma oportunidade interessante para colaborar na viabilização
da cogeração no país, em particular em vista das perspectivas de déficit de
energia, como vem sendo sinalizado pelo setor elétrico.
Esta possibilidade pode ser ainda mais significativa para a introdução de
tecnologias mais eficientes, ainda em desenvolvimento, como os sistemas de
gaseificador/turbina a gás, alimentados com madeira ou lixívia (COELHO et al.,
1996, WILLIAMS e LARSON, 1992, LARSON, 1990). Entretanto, além das
dificuldades tecnológicas mencionadas, há também barreiras econômicas, com
as quais este mecanismo poderia colaborar para eliminar.
Apesar do caráter preliminar da análise aqui apresentada, verifica-se
que o segmento de papel e celulose, juntamente com o de açúcar e álcool
(COELHO, 1999), é um candidato importante para a implementação dos
CDM’s, permitindo a introdução de tecnologias mais eficientes de cogeração e,
conseqüentemente, colaborando para a garantia de energia das próprias
empresas, na eventualidade de interrupções no fornecimento de energia por
parte das concessionárias.
103
7. ESTUDO DE CASO: KLABIN - FABRICADORA DE PAPEL E CELULOSE
S.A. - UNIDADE DE NEGÓCIO PARANÁ
Este capítulo se inicia com um breve histórico do Grupo Klabin e da
Klabin - Fabricadora de Papel e Celulose S.A. - Unidade de Negócio Paraná,
escolhida para o estudo. A seguir é feita a descrição da AVEN - Área de Vapor
e Energia - que é responsável pela geração e distribuição de água
desmineralizada, vapor, energia elétrica e ar comprimido, destinados à unidade
fabril e fazenda.
É realizado também um estudo de caso detalhado para análise da
situação atual do sistema de cogeração existente, sendo avaliado seu potencial
de geração de eletricidade com a introdução de tecnologias mais eficientes a
partir de dados obtidos em visitas à indústria Klabin, em Monte-Alegre, no
Paraná.
Este estudo foi incluído a partir do estudo anterior, realizado para o
grupo de indústrias selecionadas, quando observou-se que seria interessante
estudar uma indústria em separado.
7.1. Histórico do Grupo Klabin
A IKPC - Indústrias Klabin de Papel e Celulose S.A., ou Klabin, como é
mais conhecida, é uma holding de capital aberto, fundada em 1934 pela
empresa controladora Klabin Irmãos & Cia., estabelecida em 1899.
É a maior organização do segmento na América Latina; seu parque
industrial consiste, atualmente, de 3 unidades florestais, 4 fábricas de celulose,
11 fábricas de papel e 15 fábricas de produtos de papel.
Suas atividades envolvem desde o reflorestamento até a fabricação de
celulose fibra curta e fibra longa, papéis para imprensa, impressão,
104
embalagens e para fins sanitários, e conversão de papéis em produtos
higiênicos, caixas de papelão ondulado, sacos multifoliados e envelopes.
O volume de vendas consolidadas da Klabin em 1997 foi de 1274 mil
toneladas de celulose, papel e produtos de papel. A receita consolidada de
vendas alcançou o montante de R$ 1.214,1 milhões, sendo R$ 237 milhões de
exportações. O Grupo Klabin adotou o “Desenvolvimento Sustentado”, como
forma de harmonizar ou minimizar o impacto de suas atividades produtivas no
meio ambiente.
Esta filosofia manifesta-se no setor industrial com a busca de
tecnologias não agressoras ao meio ambiente, e no florestal com a
manutenção de florestas nativas preservadas junto a seus reflorestamentos, a
fim de garantir a biodiversidade e equilíbrio dos ecossistemas da região.
Ao todo são 221 mil hectares de reflorestamentos de pinus, eucalipto e
araucária, de onde provém toda a madeira utilizada pela empresa, e 100 mil
hectares de matas nativas preservadas e protegidas.
7.2. Klabin Fabricadora de Papel e Celulose S.A. - Unidade de Negócio
Paraná
A Unidade de Negócio Paraná, a principal da Klabin, compreende o
maior complexo integrado florestal-industrial do país e está localizada em
Monte-Alegre, município de Telêmaco Borba, no Paraná.
Operando desde 1946, a fábrica de Monte-Alegre tem passado por
sucessivos programas de expansão e modernização, e sua capacidade anual
de produção é de 580 mil toneladas de celulose por ano (1997) e 577 mil
toneladas de papel, sendo 70% para embalagem e 30% para imprensa e
impressão. Esta unidade proporcionou em 1997 um total de 4.852 empregos
diretos, entre próprios e de terceiros, dois quais 2.405 na fábrica de Monte
Alegre e 2.447 no setor florestal.
105
Dentre os papéis fabricados destacam-se o Cartão Duplex para
embalagem de líquidos e o Kraftliner, utilizado na produção de caixas pela
Unidade Papelão Ondulado e também destinado à exportação.
A Klabin possui nesta região uma área de mais de 215 mil hectares,
sendo 118 mil ha reflorestados com Pinus taeda, Pinus elliottii, Araucária
angustifolia e Eucalipto. As espécies de eucalipto plantadas são principalmente
Eucalyptus grandis, Eucalyptus saligna e Eucalyptus dunnii (detalhes sobre as
atividades silviculturais estão no Anexo VII). A empresa mantém ainda 82 mil
ha de mata nativa como área de preservação permanente, visando a
manutenção da biodiversidade.
O incremento médio anual para as duas principais culturas, pinus e
eucalipto são de 28 e 38 m3 de madeira sólida com casca por ha/ano,
respectivamente.
Considerando que, em média, o pinus gera 17% de casca e o eucalipto
13%, disponibiliza-se aproximadamente 30.000 t de casca por mês para serem
utilizadas como combustível na caldeira de biomassa. Como complemento para
geração de vapor ainda são utilizados em média 12.000 t/mês de cavaco
originado basicamente de eucalipto.
7.3. Necessidades de Vapor e Energia Elétrica do Processo de Fabricação
de Celulose e Papel
Com a descrição das etapas do processo de fabricação de celulose e
papel (capítulo 2.) fica evidente a necessidade de vapor e para atendê-las,
principalmente no cozimento da madeira nos digestores, no processo de
recuperação química da soda utilizada e na secagem do papel. As figuras 7.1.
e 7.2. detalham os consumos de vapor e eletricidade, em cada etapa do
processo.
Figura 7.1. - Distribuição de Vapor e Energia Térmica: Klabin - Divisão Paraná
1159 t cavaco
CALDEIRA 4
CAVACO
CALDEIRA 5
ÓLEO
2,7 t/h
46,0 Bar - 430 C
29077 t casca
5674 t cavaco
531 t óleo
1167 t óleo 1A
50,9 t/h
TG4
208,0 t/h
230,9 t/h
47,2 t/h
356,8 t/h
3,3 t/h
6,1 t/h
20,7 MWh
6,19 MWh
TG5
13,9 t/h
3,3 t/h
127,4 t/h
62,8 t/h
4,8 MWh
0 MWh
TG6
RECUPERAÇÃO
LICOR NEGRO
CALDEIRA 6
BIOMASSA/ÓLEO
18,7 t/h
0 t/h
46369 tss licor
87 t óleo 1A
TG7
48,6 t/h
109,8 t/h
117,2 t/h
12,5 Bar - 220 C
130,3 t/h
30,2 t/h
COZIMENTO
16,3 t/h
BRANQUEAMENTO
71,7 t/h
SECAGEM
2,7 t/h
EVAP/CDR
4,0 Bar - 165 C
219,1 t/h
16,1 t/h
COZIMENTO
61,5 t/h
SECAGEM
98,0 t/h
EVAP/CDR
2,5 t/h
ATMOSFERA
ENERGIA ELÉTRICA:
TÉRMICA: 31,69 MWh
HÍDRICA: 22,50 MWh
COPEL: 32,20 MWh
Fonte: Klabin - Divisão Paraná, 1999.
106
Figura 7.2. Distribuição de Energia Elétrica: Klabin - Divisão Paraná
VILA
PREPARO DE MADEIRA
0,7 MWh
2,7 MWh
ACAMPAMENTOS
U II MAUÁ
0,6 MWh
10,5 MWh
6,6 kV
2,4 kV
TF 60
TF 30
U I MAUÁ
12 MWh
11,4 kV
TF 61
COPEL
32,2 MWh
69 kV
Barramento Transferência
Barramento Principal
TF 90
TF 80
TF 70
6,6 kV
TF 40
6,6 kV
TG
20,62 MWh
UTILIDADES
6,15 MWh
TF 45
TF 50
2,4 kV
TG
11,08 MWh
SECAGEM
31,04 MWh
EVAP/RECUPERAÇÃO
5,47 MWh
COZIMENTO
BRANQUEAMENTO
20,99 MWh
PASTA MECÂNICA
14,16 MWh
ETA
ELEVATÓRIA
0,68 MWh
OBS: A diferença de 3,91 MWh entre o gerado e distribuido são perdas e outros
Fonte: Klabin - Divisão Paraná, 1999.
107
108
A partir das figuras 7.1. e 7.2. foi construída a tabela 7.1., que ilustra, de
forma resumida, os consumos de vapor e de energia elétrica nas etapas do
processo de fabricação de celulose e papel.
Tabela 7.1. - Consumo de Vapor e Energia Elétrica nas Etapas do Processo
de Fabricação de Celulose e Papel
Consumo de Vapor
Consumo de
(t/h)
Eletricidade
Etapa do Processo
Cozimento
Evaporação/Caustificação/
Caldeira de Recuperação
Branqueamento
Secagem
4 bar
12 bar
(MWh)
16,1
30,2
16,17
98,0
2,7
5,47
0,0
16,3
4,82
61,5
71,7
31,04
Fonte: GASPARIN, M., 1999.
7.4. Descrição da Área de Vapor e Energia - AVEN
A AVEN da empresa é responsável pela geração e distribuição de água
desmineralizada, vapor, energia elétrica e ar comprimido, destinados à unidade
fabril e fazenda.
7.4.1. Desmineralização
Esse processo consiste em adequar a água a ser utilizada para a
geração de vapor nas caldeiras de força e recuperação e controlar a
temperatura de vapor de média e baixa pressão.
A água de alimentação das caldeiras é uma combinação de água
desmineralizada e condensado que retorna, principalmente, das máquinas de
papel, planta de evaporação e turbo-gerador de condensação. Este
109
condensado, eventualmente, pode ser desviado para a estação de tratamento
de efluentes por contaminação de sílica, alcalinidade alta ou presença de
sólidos suspensos.
7.4.2. Geração de Vapor
A geração de vapor consiste em transformar os combustíveis e água de
alimentação, em vapor de alta pressão, através das caldeiras de força e
posteriormente distribuí-lo em pressões menores que o processo exige, através
de turbo-geradores e válvulas redutoras. Os principais fatores de controle são a
pressão e a temperatura do vapor.
Até 1982 a biomassa, na matriz energética da indústria, contribuía com
63% da geração de vapor. A partir da instalação de uma nova caldeira, a
participação atingiu 82% em 1996. A partir do início de 1997, com a reforma da
caldeira de biomassa de grelhas, para leito fluidizado borbulhante a
participação da biomassa na geração de vapor chegou a 91%, complementada
com 9% de óleo53.
7.4.3. Energia Elétrica
A Klabin gera parte da energia elétrica consumida, que representa
62,7% de um total de 86,4 MW, que é fornecida pelas seguintes fontes: Usina
Hidrelétrica Presidente Vargas, Usina Termelétrica e COPEL.
A Klabin consumiu 746.496 MWh (1997), o que representa 17,5% da
energia total consumida pelas indústrias integradas do país, e gerou 468.052
MWh correspondendo a 20% da energia total gerada pelo mesmo grupo.
A Usina Hidrelétrica Presidente Vargas foi oficialmente inaugurada em
26/01/53, sendo a primeira fonte de energia elétrica a ser utilizada e com isso
53
O que representa, hoje, quase 2 t/h. GASPARIN, M. Klabin. Comunicação Pessoal. São Paulo, 1999.
110
viabilizar a construção e operação da fábrica. Atualmente, opera a plena carga
e gera 26% da eletricidade consumida pela empresa.
A Usina Termelétrica conta com os turbo-geradores 4, 5, 6 e 7 e com as
caldeiras de força 4, 5, 6 e 7, gerando 36,7% da energia elétrica consumida.
Finalmente, a COPEL - Companhia Paranaense de Energia Elétrica,
fornece os 37,3% restantes.
Estas fontes, que operam em conjunto, são interligadas em 69 kV, com
a concessionária local (figura 7.2.) através de subestações que também fazem
o rebaixamento para 6,6 kV (termelétrica) e 2,4 kV (hidrelétrica) para distribuir
aos diversos consumidores. Os principais controles operacionais são os níveis
de tensão que podem ser adequados pelos geradores, transformadores ou pela
COPEL e freqüência que normalmente é controlada pela COPEL, embora em
casos especiais possa ser controlada internamente. Cada alimentador de
energia possui um sistema de proteção contra surtos.
7.4.4. A Unidade de Cogeração
Como já foi visto nos itens 2.1. e 2.2., o vapor, numa fábrica de papel e
celulose, é principalmente utilizado para o cozimento da madeira nos
digestores, no processo de recuperação química da soda usada no cozimento
e para secagem do papel nas máquinas, consumindo, respectivamente, em
média, 13%, 25% e 38% de todo o vapor gerado.
Conforme pode ser observado pela figura 7.1., são utilizados três níveis
de pressão e temperatura. As caldeiras geram vapor superaquecido a 46 bar e
430 oC, que posteriormente, através dos turbo-geradores, é distribuído a 12,5
bar e 220 oC e 4,0 bar e 165 ºC.
111
Pode-se observar, também através da figura 7.1., que as caldeiras 1, 2 e
3 foram desativadas, pois além de serem da década de 60, estarem com sua
vida útil esgotada e defasadas tecnologicamente, queimavam carvão.
A caldeira 4, é uma caldeira pequena para as condições atuais e utiliza
cavaco como combustível e a caldeira 5 é uma caldeira que queima óleo.
A caldeira 6, originariamente é uma VU-40 vertical, circulação natural,
dois tubulões, para 150 t/h de vapor a 46 bar e 430 º C, utilizando como
combustível, de forma combinada, casca, cavaco, carvão pulverizado e óleo.
Entrou em operação em fevereiro de 1983 e desde então ocorreram vários
problemas, que provocaram baixa disponibilidade operacional e baixa
confiabilidade da caldeira, gerando um alto custo, dispendido principalmente
por manutenção e substituição de combustível.
A queima de carvão pulverizado foi abandonada em 1990, por
problemas ambientais54 (GASPARIN, 1999). Com isso a capacidade de
geração de vapor da caldeira caiu para menos de 65% da capacidade nominal.
Partiu-se, então, para a reforma dessa caldeira, que deveria prever, além do
aproveitamento da capacidade ociosa da caldeira (o que permitiria a
desativação das caldeiras a carvão, melhor rendimento, menor desperdício,
menor impacto ambiental e rapidez nas respostas da planta às necessidades
de vapor.
Para satisfazer essas condições, optou-se pela troca da câmara de
combustão, pelo leito fluidizado atmosférico, com a instalação de um
economizador e precipitador eletrostático.
A distribuição do vapor de média e baixa pressão é feita por 3 turbogeradores. Os turbo-geradores 4 e 5 são Stal Laval de dupla rotação, com
contrapressão e sangria para média pressão; trabalham regulando velocidade.
54
Lançava 4.000 mg/Nm3 de particulados na atmosfera. GASPARIN, M. Klabin. Comunicação Pessoal.
São Paulo, 1999.
112
O turbo-gerador 7, ABB, de contrapressão e extração, através de um regulador
eletrônico, mantém constantes as pressões de vapor de 12,5 bar e 4,0 bar.
Existe um outro turbo-gerador Stal Laval, o de número 6, de condensação para
30 t/h de vapor.
Normalmente, os turbo-geradores são suficientes para garantir a
distribuição do vapor, porém no caso de anormalidades, existem válvulas
redutoras.
O consumo médio de vapor na planta é de 350 t/h. Desta geração, 56%
é proveniente da lixívia, 35% de biomassa (casca e cavaco), e 9% de óleo.
Aproximadamente 63% do vapor gerado, depois de utilizado no processo
retorna sob a forma de condensado. A reposição é feita com água
desmineralizada e vapor de baixa pressão.
Na caldeira 6 as emissões gasosas são controladas por um precipitador
eletrostático dimensionado para emissões menores que 50 mg/Nm3. O
monitoramento é feito por um opacímetro na chaminé da caldeira. As cinzas
retiradas do precipitador são encaminhadas à floresta para compostagem do
solo. A caldeira 4 separa particulados dos gases através de ciclones e as
cinzas coletadas por ele são, também, utilizadas na floresta para compostagem
do solo. As caldeiras 1, 2 e 3 foram desativadas, como já foi dito anteriormente,
pelo tempo de vida, defasagem tecnológica e principalmente pelos impactos
ambientais que provocam, com a utilização de carvão mineral.
7.5.
Introdução de Tecnologias mais Eficientes no Processo de
Cogeração
A empresa em 1997 introduziu alterações no processo de geração de
vapor, e uma delas foi a reforma da caldeira de biomassa, pelos seguintes
motivos: altos custos com manutenção, baixa confiabilidade operacional,
113
possibilidade de eliminação do uso do carvão mineral como energético, rapidez
nas respostas a geração de vapor, redução de desperdícios e custos
operacionais, além de melhor rendimento térmico.
Com o abandono da queima de carvão pulverizado, acarretando a
queda de 65% da capacidade de geração da caldeira, para atingir sua
capacidade nominal optou-se pela troca da câmara de combustão, instalação
de um economizador e precipitador eletrostático e readequação do sistema de
controle de temperatura de vapor.
A escolha pelo leito fluidizado borbulhante se deu, principalmente, pela
existência de peças móveis na fornalha, possibilidade de queima de
combustíveis pobres sem pré-condicionamento e a alta resposta para
variações de carga.
Os combustíveis utilizados, no caso da Klabin, são a casca de pinus e
eucalipto, numa proporção de 80% para 20%, respectivamente, com umidade
média de 58%. O cavaco também é utilizado e basicamente todo gerado com
umidade média de 40%. O sistema está sendo adequado para queima de lodo
biológico, proveniente do tratamento de efluentes55.
A casca é preparada e estocada a céu aberto para depois ser
transportada através de correia até os silos, com roscas extratoras.
A granulometria da biomassa é um dos fatores importantes para se
garantir uma boa fluidização; 90% deve ter seu tamanho (largura + altura +
comprimento) menor que 100 mm e apenas 10% tamanho até 300 mm. A
densidade média deve ser de 290 kg/m3 .
55
GASPARIN, M - Klabin. Comunicação Pessoal. Paraná, 1999.
114
Existem seis alimentadores de biomassa, todos de um lado só da
fornalha, localizados na parte frontal do combustor a uma altura de 3,6 m do
grid.
O combustível só é liberado para alimentação após a temperatura do
leito de areia atingir 500 ºC, e é bloqueado quando a média de temperatura do
leito ultrapassar 950 ºC. O aquecimento inicial do leito é feito com óleo
combustível.
7.5.1. Câmara de Combustão
A fornalha tem formato retangular com área total de 63,2 m2 (5,788 x
10,920 m). O grid é uma superfície de tubos resfriados a água, contendo 2922
bicos de injeção de ar, com 200 mm de altura, cada um com seis furos de 6
mm. A função dos bicos é a fluidização uniforme do material do leito.
A seção refratada do combustor (para proteger contra a erosão e não
afetar a transferência de calor)56 estende-se até 4,0 m acima da superfície do
grid. É nesta região que a combustão se processa mais intensamente.
A parte inferior do leito é onde a areia se mistura mais vigorosamente,
causando turbulências. O material do leito é misturado com o combustível que
entra e é fluidizado pelo ar primário. As partículas menores são levadas no
fluxo ascendente e as partículas pesadas caem de volta no piso do grid. O
processo de combustão é acentuado pelo recobrimento das paredes de água
com refratário, porque limita a absorção do calor na parte superior da câmara
de combustão. Deste modo é obtida uma temperatura mais alta durante o
processo de combustão, o que promove a queima completa dos produtos
indesejáveis.
Todo o ar de combustão e o combustível são alimentado nesta região da
câmara. O ar primário é conduzido ao grid através de uma caixa de ar. O ar é,
56
GASPARIN, M - Klabin. Comunicação Pessoal. Paraná, 1999.
115
também, alimentado em duas outras regiões da fornalha: o chamado ar
secundário inferior é alimentado
3,0 m acima do
grid e o ar secundário
superior a 4,9 m acima do grid. É nesta região que a combustão é completada.
A câmara de combustão possui instalados, nas paredes laterais, a 4,0 m
do grid, dois queimadores de partida que utilizam óleo como combustível e são
aplicados no procedimento de aquecimento do leito, até 500 ºC, quando, então,
é liberada a queima de biomassa.
116
8. OTIMIZAÇÃO DO PROCESSO DE COGERAÇÃO DA KLABIN
8.1. Introdução
Para melhorar o rendimento do processo de cogeração uma das opções
é aumentar a pressão e a temperatura do vapor gerado na caldeira.
Nas instalações de cogeração a vazão de vapor na turbina de
contrapressão é definida pelas necessidades do processo.
A Klabin opera à pressão de 46 bar, definida pela caldeira de
recuperação de lixívia (no coletor de vapor) juntamente com a caldeira de
biomassa com leito fluidizado. Pela disponibilidade de biomassa ainda
existente optou-se, primeiramente, por usá-la (biomassa excedente) num ciclo
a vapor independente com turbina de condensação, uma vez que as
necessidades de vapor de processo estão atendidas.
A outra opção a ser considerada é a utilização de um ciclo combinado
com turbina a gás queimando gás natural, para complementar a geração de
energia, tornando-a auto-suficiente.
A terceira opção seria, ainda visando a auto-suficiência, a utilização de
um ciclo combinado com turbina a gás para gerar toda energia que hoje é
comprada57 da COPEL.
Todos os cálculos efetuados neste capítulo, bem como as equações
correspondentes ao balanço energético, estão apresentados no Anexo V.
57
A quantidade de energia comprada da COPEL, considerada neste capítulo, se refere a valores médios
anuais, que em períodos de pico de fabricação, chegam a atingir aproximadamente 43 MW. GASPARIN,
M. Klabin. Comunicação Pessoal. São Paulo, 1999.
117
8.2.
1a Configuração: Instalação de uma Central Térmica a partir da
Biomassa Disponível na Própria Indústria
8.2.1. Fluxograma da Instalação
A figura 8.1. mostra a instalação proposta na 1a Configuração, que
corresponde a um ciclo a vapor regenerativo, com dois pré-aquecedores de
água de alimentação, turbina com duas extrações e condensação.
Figura 8.1. - Fluxograma da 1a Configuração
Caldeira
m1 = 1 kg/h
1
Turbina
WT
10
9
2
m2
B III
3
m3
Pré II
Aquecedor
m8 = 1 – m2
B
Pré I
Aquecedor
II
4
m 4 = 1 – m2 – m3
6
5
BI
Condensador
118
8.2.2. Dados Técnicos Gerais
Apresentamos a seguir os principais dados técnicos adotados.
a) Combustível a ser utilizado - biomassa disponível:
Casca: 20.000 t/mês - 27,7 t/h - PCI = 1.800 kcal/kg
Cavaco: 8.000 t/mês - 11,1 t/h - PCI = 2.200 kcal/kg
b) Caldeira:
Pressão do vapor na saída da caldeira: 85 bar
Temperatura do vapor na saída da caldeira: 490 oC
Rendimento adotado: 79%
c) Turbina:
Pressão do vapor no 1o estágio:12 bar
Pressão do vapor no 2o estágio: 4 bar
Pressão do vapor no 3o estágio: 0,1 bar
Rendimentos adotados:
1o estágio: 86%
2o estágio: 87%
3o estágio: 83%
d) Bombas:
Rendimentos adotados:
Bomba I: 50%
Bomba II: 75%
Bomba III: 85%
8.2.3. Análise Termodinâmica da Instalação Proposta
A partir da quantidade de biomassa disponível, do estabelecimento dos
dados referentes à caldeira, turbina e bombas, foram inicialmente calculadas as
entalpias de saída reais, para cada um dos equipamentos.
119
A seguir, com os dados anteriores, o rendimento adotado para a
caldeira, e pela aplicação da 1a Lei da Termodinâmica para a mesma, obtémse a quantidade de vapor gerado: m1 = mv = 96.000 kg/h.
Aplicando a 1a Lei da Termodinâmica para os dois pré-aquecedores
(processo adiabático), calcula-se a quantidade de vapor que é extraída no 1o e
2o estágios da turbina, sendo que, por diferença é calculada a quantidade de
vapor alimentado no condensador.
Com a aplicação da 1a Lei da Termodinâmica na turbina (processo
adiabático), obtém-se a potência gerada de 25 MW.
Após o cálculo do calor gerado pela caldeira, da potência gerada pela
turbina e da potência consumida pelas três bombas (aplicação da 1a Lei),
obtém-se a eficiência térmica58 do ciclo, que corresponde a aproximadamente
36,5%.
A eficiência térmica real comparada com o máximo rendimento59
possível (teoricamente) desse ciclo a vapor, calculado em 58% (Carnot),
implica que esse processo é possível (η < ηmax).
- Conclusão Preliminar
Na análise termodinâmica desta 1a Configuração, utilizando toda a
biomassa disponível, não foi possível tornar a indústria auto-suficiente, pois a
instalação gera, com os resíduos disponíveis, apenas 25 MW (e o processo
necessitaria de 43 MW).
58
O rendimento termodinâmico de um ciclo a vapor (motor térmico) é a relação entre a potência líquida
produzida na turbina a vapor (descontados os consumos nas bombas) e o calor fornecido na caldeira pela
queima do combustível.
59
De acordo com a 2a Lei da Termodinâmica, o rendimento máximo possível de um ciclo a vapor é dado
por 1 - (TF / TQ), onde TF e TQ são respectivamente as temperaturas absolutas das fontes fria e quente.
120
8.3. 2a Configuração: Utilização de um Ciclo Combinado com Turbina a
Gás, Queimando Gás Natural.
8.3.1. Fluxograma da Instalação
A figura 8.2. mostra a instalação proposta na 2a Configuração, que
consiste em instalar uma turbina a gás em ciclo combinado, queimando gás
natural, para gerar o vapor necessário à turbina a vapor. A finalidade é atingir a
auto-suficiência; o ciclo combinado deverá gerar potência suficiente para
complementar60 a potência gerada (25 MW) na configuração anterior.
Figura 8.2. - Fluxograma da 2a Configuração
2
3
C.C.
W T.G.
COMP
1
TG
ar
4
gases
85 atm
5 vapor
água
CALDEIRA
HRSG
1 a.Configuração
6
T.V.
≈
T.V.
≈W
exaustão
T.V.
9
B
B
25 MW
7
CONDENS
60
8
CONDENS
Lembrando que em períodos de pico de fabricação a compra da COPEL chega a atingir 43 MW (1999).
121
8.3.2. Dados Técnicos Gerais
Potência gerada pela 1a Configuração: 25 MW (turbina a vapor)
Potência a ser gerada na turbina a gás/ciclo combinado: 43 - 25 = 18 MW
a) Dados para o ciclo de turbina a gás:
Combustível a ser utilizado: gás natural - PCI = 9.065 kcal/Nm3
Relação de Compressão: 1:10
Cpar = 1,0035 kJ/kgK
T1 = 25 oC; T3 = 1000 oC; T6 = 150 oC
b) Dados para o ciclo a vapor:
P5 = 60 bar; T5 = 400 oC; P7 = 0,1 bar
8.3.3. Análise Termodinâmica
Conforme cálculos apresentados no Anexo V, a turbina a gás desta
configuração gera 14,2 MW e portanto a turbina a vapor deverá gerar apenas
3,8 MW, completando 18 MW.
A partir do calor gerado pela câmara de combustão, obtém-se o
consumo de combustível: 2,8 t/h de gás natural.
O cálculo do rendimento térmico61 apresentou um resultado de 61%;
valor elevado, devido ao fato de terem sido adotados processos ideais.
- Conclusão Preliminar
A análise termodinâmica desta 2a Configuração indica a geração de 14,2
MW pela turbina a gás. Segundo fabricantes de equipamentos consultados,
61
O rendimento térmico do ciclo combinado é a relação entre a potência total líquida produzida (da
turbina a gás e da turbina a vapor), descontados os consumos de energia nas bombas e no compressor e
a energia disponível no combustível (mv x PCI) alimentado na câmara de combustão da turbina a gás.
122
este não é um resultado que viabiliza a utilização da turbina a gás em ciclo
combinado, pois os gases de exaustão deixam-na a uma temperatura muito
baixa, sem condições de vaporizar o líquido no HRSG. Assim sendo, para a
avaliação econômica, que será realizada posteriormente, esta possibilidade
será descartada.
8.4. 3a Configuração: Implantação de um Ciclo Combinado com Turbina a
Gás.
8.4.1. Fluxograma da Instalação
A figura 8.3. mostra a instalação proposta na 3a Configuração, que
consiste em instalar um ciclo combinado com turbina a gás, queimando gás
natural. A finalidade é atingir a auto-suficiência.
Figura 8.3. Fluxograma da 3a Configuração
C.C.
W T.G.
COMP
1
TG
ar
4
gases
5 vapor
água
HRSG
6
≈W
T.V.
exaustão
T.V.
9
B
7
8
CONDENS
123
8.4.2. Dados Técnicos Gerais
Potência a ser gerada: 40 MW
a) Dados para o ciclo a gás:
Combustível a ser utilizado: gás natural - PCI = 9.065 kcal/Nm3
Relação de Compressão: 1:10
Cpar = 1,0035 kJ/kgK
T1 = 25 oC;T3 = 1200 oC; T6 = 150 oC; Patm = 0,92 bar
Rendimentos: compressor: 90%; turbina a gás: 90%; câmara de combustão:
95%
b) Dados para o ciclo a vapor:
P5 = 60 bar; T5 = 400 oC; P7 = 0,1 bar
Rendimento: turbina a vapor: 84%
8.4.3. Análise Termodinâmica
Conforme cálculos apresentados no Anexo V, são obtidas as
temperaturas reais de saída de ar do compressor e dos gases da turbina a gás,
a partir dos rendimentos adotados para os equipamentos.
A turbina a gás em questão deve ter o seu compressor alimentado com
322.580 kg/h de ar, nas condições especificadas nos cálculos para, em
seguida, ser queimado com 5,8 t/h de combustível (gás natural) e assim gerar
30 MW. Já a turbina a vapor de condensação, quando alimentada com 42.903
kg/h de vapor, gera uma potência de 10 MW.
O rendimento térmico deste ciclo combinado foi calculado em 55%.
- Conclusão Preliminar
A análise termodinâmica desta 3a Configuração indica a geração da
potência necessária, em condições satisfatórias, a partir de gás natural.
124
8.5. Análise de Viabilidade Econômica das Configurações Propostas
Neste item será feita a análise de viabilidade econômica das
configurações propostas para tornar a Klabin auto-suficiente em energia
elétrica, através do levantamento de investimentos junto a fabricantes de
equipamentos e do cálculo dos custos de geração para as duas configurações
avaliadas tecnicamente no item anterior, conforme planilhas apresentadas no
Anexo VI.
Nesta análise foram consideradas apenas a 1a e 3a configurações, pelo
fato da 2a não apresentar condições técnicas satisfatórias, sendo seguida a
mesma metodologia da análise econômica do Capítulo 5..
Para a 1a Configuração foi considerado custo de instalação igual a 900
US$/kW. Para o combustível utilizado (casca e cavaco in natura) foram
utilizados valores variando entre 0 e 25 R$/t. Foram considerados o fator de
carga igual a 80% e o valor de 3 US$/MWh para os custos de O&M.
O custo de instalação para a 3a Configuração foi considerado igual a
1100 US$/kW. Foram utilizados valores médios de 1999, para o combustível
empregado (gás natural), variando de 1,94 a 3 US$/MMBTU. Foram
considerados os mesmos valores da 1a Configuração, referentes ao fator de
carga e aos custos de O&M.
As tabelas 8.1. e 8.2. indicam os custos de geração para diferentes
condições financeiras e diversos preços dos combustíveis utilizados em cada
configuração.
125
Tabela 8.1. - Custos de Geração de Eletricidade (US$/MWh) na Klabin:
1a Configuração
Condições
Preço do Combustível (casca e cavaco in natura)
financeiras
R$/t
0
5
10
15
25
10%, 25 anos
17,14
21,23
25,33
29,42
37,61
15%, 20 anos
23,50
27,60
31,69
35,78
43,97
20%, 15 anos
30,45
34,54
38,64
42,73
50,92
Fonte: Cálculos da autora.
Tabela 8.2. - Custos de Geração de Eletricidade (US$/MWh) na Klabin:
3a Configuração
Condições
Preço do Combustível (gás natural)
financeiras
US$/MMBTU
3
2,55
2,26
1,94
10%, 25 anos
33,18
31,25
30,00
28,62
15%, 20 anos
40,96
41,31
40,06
38,68
20%, 15 anos
49,45
50,57
49,32
47,94
Fonte: Cálculos da autora.
De acordo com a tabela 8.1., a 1a Configuração apresenta valores para
o custo de geração, competitivos com as tarifas elétricas oferecidas pelas
concessionárias se o custo do combustível for considerado nulo, por estar
disponível na própria empresa, ou ainda se considerado um custo mínimo de
manuseio. Já a tabela 8.2. mostra que os valores encontrados para o custo de
geração na 3a Configuração foram mais elevados, não só pelo maior custo de
instalação, mas também pelo maior preço do combustível.
Esta análise indica a faixa de valores para os quais as configurações
propostas são viáveis economicamente quando comparadas com a tarifa média
cobrada pela COPEL, de 67 R$/MWh, em 1999.
126
Levando em consideração o fato da Klabin fazer parte de um segmento
com grande consumo de eletricidade, associado à atual crise do setor elétrico,
à falta de garantia na oferta de energia e aos riscos de interrupção no
fornecimento, as propostas aqui apresentadas podem ser consideradas
viabilizadas, apoiadas inclusive nas várias vantagens inerentes ao processo de
cogeração, que colaboram indiretamente na oferta de energia, tirando a
sobrecarga das concessionárias.
127
9. INSERÇÃO NA MATRIZ ENERGÉTICA
Neste capítulo serão analisadas as possibilidades da cogeração no
segmento de papel e celulose, com o aumento da participação da biomassa e
do gás natural na matriz energética brasileira.
O potencial de cogeração no segmento de papel e celulose a partir de
biomassa é da ordem de 833 a 1.239 MW, dependendo da tecnologia
considerada, segundos estudos (ANEEL/CENBIO e Eletrobrás), o que acaba
não representado um valor extremamente elevado quando comparado com o
segmento sucroalcooleiro (3.000 MW). Porém, deve ser levada em
consideração a possibilidade de geração o ano todo (energia firme) e a
possibilidade de maior geração de excedentes, quando é utilizado o gás
natural.
Considerando-se todas as vantagens da cogeração para o próprio
segmento de papel e celulose e para o setor elétrico, seria importante sua
inclusão dentro de um planejamento integrado de recursos (COELHO, 1999).
Para tal, os aspectos normativos e legais associados a cogeração são
de grande importância. Pouco serve a disponibilidade tecnológica e potenciais
significativos de cogeração (...) “se não há um ambiente favorável,
particularmente quanto as relações entre o cogerador e a concessionária de
eletricidade, as tarifas de energia elétrica e de combustíveis aos mecanismos
de financiamento” (HORTA NOGUEIRA, 1994, p.58).
COELHO, 1999 faz o levantamento e a análise das barreiras existentes
para a implementação de um programa de cogeração em larga escala a partir
de biomassa, dentro do contexto atual de desregulamentação do setor elétrico,
propondo mecanismos para a eliminá-las.
128
9.1. Experiências Internacionais
Nos países desenvolvidos, a introdução da biomassa na matriz
energética se deu a partir de políticas especiais implementadas com essa
finalidade. Apesar dessas experiências bem sucedidas (WALTER, 1998) a
produção de eletricidade a partir da biomassa representa muito pouco em todo
o mundo (COELHO, 1999).
As mais bem sucedidas experiências internacionais devem ser
entendidas dentro de duas realidades distintas: a dos países onde a cogeração
está inserida no planejamento energético e a dos países onde a cogeração foi
recentemente reabilitada como alternativa ao atendimento elétrico centralizado
(WALTER, 1994).
Nos Estados Unidos, com a promulgação do PURPA62, ocorreu um
rápido desenvolvimento da cogeração, entre o final dos anos 70 e meados dos
anos 80, pois houve um incentivo à produção descentralizada de energia
elétrica e permitiu-se a realização de contratos muito favoráveis aos autoprodutores, com um preço de compra considerado justo, bem como o
atendimento emergencial por preços adequados e outras vantagens financeiras
(COELHO, 1999).
Nos anos 90 a situação é diferente. Segundo WALTER, 1998, no início
dos anos 90 já existiam cerca de 1000 instalações produtoras de eletricidade a
partir de biomassa, porém, apenas um terço vendendo energia elétrica.
62
Public Utility Regulatory Policy Act - instrumento de política energética instituído pelo governo Carter,
em 1978, para fomentar o uso racional da energia e o uso de fontes renováveis de energia (COELHO,
1999).
129
A eficácia do PURPA como fator de estímulo à cogeração foi
indiscutível, porém, no presente nota-se que a situação é diferente, pois os
produtores de eletricidade a partir de biomassa, que comercializavam sua
produção pelo custo marginal (alto, na época em que o PURPA estava em
vigor), a medida em que seus contratos vão terminando passam a não ter mais
a garantia de venda, além das tarifas estarem mais baixas.
WALTER, 1998 considera que a experiência mais marcante de produção
de eletricidade a partir de biomassa é a dos Estados Unidos, pela capacidade
instalada - cerca de 7 GW - e principalmente pela rapidez com que essa
capacidade se viabilizou (entre 1978 e meados dos anos 80).
O PURPA não previu mecanismos de garantia de oferta de biomassa, o
que provocou, nos anos 90, uma forte concorrência no mercado de resíduos,
elevando os custos desse combustível. Houve também a contribuição dos
baixos preços do gás natural e dos derivados de petróleo, bem como as
reduções nas taxas de crescimento da demanda de energia elétrica.
Não houve também, por parte do PURPA, incentivo à introdução de
tecnologias mais eficientes, o que contribuiu junto com a exigência de que toda
nova unidade produtora de eletricidade fosse competitiva com as demais
alternativas, para tornar a situação da cogeração a partir de biomassa mais
difícil. A eficiência na conversão da biomassa em eletricidade apresenta
valores entre 15 e 20%, com os melhores resultados atingindo 25%, uma vez
que esses sistemas utilizam o tradicional ciclo a vapor de Rankine. São
sistemas de pequena capacidade (20 MW, em média), com poucos entre 40 e
50 MW (WALTER, 1998).
Embora a cogeração seja uma tecnologia com maior tradição na Europa,
inclusive do ponto de vista histórico, seu desenvolvimento se apresentou
menos efetivo no continente europeu em comparação com o caso norteamericano, em função dos interesses e das condições específicas,
principalmente institucionais, dos vários países (WALTER,
1994). HORTA
130
NOGUEIRA, 1994 estima que nos países da Comunidade Européia 6% da
demanda de energia elétrica é atendida por sistemas de cogeração, variando
entre 1% na Grécia e França atingindo quase 30% na Holanda e Dinamarca.
A cogeração tende a ser mais importante em países com sistemas
predominantemente térmicos convencionais e sofre maiores restrições em
países onde há uma fração maior de geração com base nuclear ou hídrica,
como no Brasil.
9.2. A Legislação Brasileira Relativa à Auto-Produção de Energia Elétrica
A regulamentação que trata da auto-produção de energia elétrica só
começou a ser definida, no Brasil, no início dos anos 80. Todos os textos
publicados, na forma de decretos-lei ou portarias do extinto DNAEE Departamento Nacional de Energia Elétrica, definiam apenas as condições em
que a auto-produção pode ocorrer, limitando os direitos e definindo os deveres
dos auto-produtores e das concessionárias de serviço elétrico (WALTER,
1994).
Esse conjunto de normas e regulamentos relativos à auto-produção de
energia elétrica, incluindo a venda de excedentes às concessionárias, não
eram incitativos à viabilização de um maior potencial de cogeração.
A legislação era genérica não fazendo distinção entre a auto-produção
com ou sem geração de excedentes, a cogeração e a produção exclusiva de
eletricidade. Poucas diferenças eram observadas entre o uso de fontes
renováveis e de combustíveis fósseis, principalmente dos derivados de
petróleo.
Dentro do novo quadro institucional do setor elétrico do país, foi criada a
o
Lei n 9074, de 7 de julho de 1995, que introduz a figura do produtor
independente de energia. Essa lei assegura aos produtores independentes, em
princípio, o livre acesso aos sistemas de transmissão e distribuição, mediante o
131
pagamento do transporte envolvido, calculado com base em critério definido
pelo órgão regulador (ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica, criada
pela Lei No 9.427, de 26 de dezembro de 1996). Essas tarifas de transporte
(pedágio) foram definidas em 1997, tendo sido revisadas em outubro de 1999
(Resolução no 282/99), mas ainda são consideradas muito elevadas pelos
especialistas.
A legislação, na realidade, ainda apresenta dificuldades institucionais
que impedem a implementação de um programa de venda de excedentes às
concessionárias e a terceiros, em larga escala no país, que são discutidas com
detalhes em COELHO, 1999.
A auto-produção e a produção independente são os meios mais fáceis
para a inserção do capital privado na geração elétrica. Nesse sentido, a
legislação deveria ser mais incitativa e mais específica, em função do papel
que o sistema elétrico deveria reservar à cada tecnologia.
Segundo WALTER, 1994 um outro aspecto desfavorável da atual
legislação é a igualdade de tratamento dispensado a todo e qualquer autoprodutor, independente de seu porte, de sua localização e, eventualmente, da
qualidade de seu suprimento. Cabe a ressalva de que a legislação prevê a
diferenciação das tarifas em função da qualidade e confiabilidade do
suprimento mas, dentro da preocupação de que seja definido um clima de forte
motivação à auto-produção, cabem procedimentos mais agressivos como, por
exemplo, a adaptação da figura da “qualificação”, usada com sucesso nos
Estados Unidos, como mencionado anteriormente.
A ANEEL criou novas regras para a “qualificação do cogerador”, através
da Resolução no 21 de 20 de janeiro de 2000, fruto de um processo de
Consulta Pública, realizada durante o mês de setembro de 1999. Segundo
“Nota à Imprensa” da ANEEL (24/09/99) esta resolução estará aperfeiçoando o
processo de autorização de empreendimentos e estimulando a oferta de
energia gerada por cogeração, além de criar condições para a comercialização
132
dos excedentes, em consonância com a política energética nacional. Há
também a Resolução no 233/99, referente ao valor normativo que, entretanto,
parece ainda não viabilizar a geração de excedentes.
Na realidade, as possibilidades seriam mais promissoras, se os
incentivos fornecidos às UTE’s a gás natural fossem oferecidos aos
cogeradores, como por exemplo, em fevereiro de 2000, o MME oferece:
contratos de longo prazo (garantia de compra), preços especiais para o gás
natural, garantia de preço de compra (36 US$/MWh)63, empréstimos de até
80% do BNDES e outros.
9.3. Fatores Condicionantes ao Desenvolvimento da Cogeração64
9.3.1. Riscos
Embora seja simples em seus princípios, a cogeração é uma tecnologia
de incorporação complexa dentro de um processo produtivo ou de um sistema
energético, em função dos múltiplos aspectos associados e à diversidade de
interesses que podem ser afetados.
Os empreendimentos em cogeração podem apresentar riscos potenciais
de quatro naturezas distintas: riscos técnicos, riscos industriais, financeiros e
econômicos.
Os riscos técnicos estão relacionados ao desempenho e a durabilidade
dos equipamentos. A seleção cuidadosa do fornecedor e a qualificação dos
operadores desses equipamentos minimizam esse risco. Existem também os
riscos técnicos associados à interconexão dos sistemas de cogeração com a
rede elétrica e à operação em paralelo. Por essa razão há necessidade de que
as responsabilidades do cogerador e da concessionária estejam claramente
definidas em contrato.
63
64
Informação confidencial.
Este item se baseia em WALTER, 1994.
133
Os riscos industriais podem ser relacionados à possível inadequação da
instalação de cogeração ao perfil das demandas futuras de calor e eletricidade,
afetando diretamente a viabilidade econômica do investimento. Além disso,
podem estar diretamente associados às alterações dos padrões tecnológicos
dos processos produtivos, pois em muitos casos, os sistemas de cogeração
têm sua operação modulada em função das necessidades de vapor de
processo. Se houver uma redução das necessidades de vapor, implicando na
redução do calor gerado, o sistema estará super dimensionado.
Os riscos financeiros da cogeração estão associados à eventual baixa
de atratividade dos empreendimentos e/ou às incertezas de cumprimento dos
compromissos assumidos. Os investimentos em cogeração são, em geral,
superiores aos investimentos correntes de uma planta industrial e apresentam
períodos de retorno maiores do que aqueles usualmente aceitos pelo
empresariado.
Os riscos econômicos, que estão relacionados à todas as incertezas do
empreendimento em cogeração podem reduzir, ou até eliminar, a viabilidade
econômica do investimento. Muitos fatores econômicos podem afetar os
investimentos em cogeração, como por exemplo a elevação abrupta dos
preços internacionais do petróleo ou o controle das tarifas de eletricidade
dentro de um programa de ajuste macro-econômico, que estão fora do controle
do empreendedor e devem ser assumidos através de dispositivos contratuais,
pelas instâncias governamentais.
9.3.2. Os Interesses Diferenciados
No segmento de Papel e Celulose, não se observa a intenção quanto a
produção/venda de excedentes de energia elétrica. O interesse está voltado
134
exclusivamente à auto-suficiência65, conforme informações obtidas junto às
assiciações.
Do ponto de vista do empreendedor o investimento em cogeração se
apresenta como uma boa oportunidade, se a garantia plena de atendimento
elétrico for fundamental à manutenção de suas atividades, ou se o fato de
deixar de comprar eletricidade da rede e, eventualmente, vender excedentes,
for interessante.
Os cogeradores potenciais alegam que a geração de eletricidade é uma
complicação adicional, que não faz parte das atividades normais de uma
indústria. Para que essa idéia seja superada há a necessidade de situar a
cogeração num contexto em que sejam destacadas as vantagens do processo,
sejam criados mecanismos que aumentem a atratividade do empreendimento e
minimizem as noções de risco, por parte do empreendedor.
O primeiro fator condicionante é a relação de preços entre eletricidade e
combustíveis. A cogeração só é economicamente viável quando as tarifas de
energia elétrica são compatíveis com os custos reais de atendimento e quando
o preço dos combustíveis não for elevado; deve haver disponibilidade de
combustíveis residuais ou a baixo custo, ou então a utilização altamente
eficiente de combustíveis mais nobres e mais caros, como derivados do
petróleo ou gás natural. Por este motivo a cogeração com resíduos de
processo se apresentaou mais viável no Estudo de Caso da Klabin do que o
gás natural.
A viabilização de empreendimentos de cogeração requer a sinalização
correta de tarifas de eletricidade e dos preços dos combustíveis, de forma que
possa ser assegurado o retorno do capital investido e para tal, o preço da
energia deve estar indexado ao preço do combustível. Na verdade, os
inúmeros incentivos deste tipo dados às UTE’s a gás natural poderiam ser
também oferecidos aos cogeradores.
65
Vilas Boas, P. BRACELPA. Comunicação Pessoal. São Paulo, 1998.
135
O estabelecimento das tarifas para compra da energia obtida por
cogeração deve levar em consideração a existência de dois produtos: vapor e
eletricidade e portanto a divisão de custos entre eles (COELHO, 1999,
COELHO et al., 1997) o que influencia muito os custos de geração.
Um outro aspecto se refere às condições de atendimento emergencial
ao cogerador, pois são utilizadas tarifas elevadas que acabam por não
incentivar a auto-produção (esse é um dos recursos mais utilizados para a
inviabilização de investimentos em cogeração). Isso, sem mencionar as
exigências técnicas, tão rigorosas, que muitas vezes, não são cumpridas nem
mesmo pelas concessionárias (WALTER, 1994).
Os receios do empreendedor quanto ao dimensionamento da instalação,
a escolha adequada do sistema e o grau de utilização do mesmo podem ser
minimizados, por via institucional, com o trabalho de orientação das agências
de fomento. Quanto aos riscos técnicos relativos à operação e à interconexão,
ambos podem ser igualmente minimizados com a ajuda das agências ou das
próprias concessionárias na orientação e treinamento dos operadores.
Como a venda de energia para terceiros depende do pagamento das
tarifas de pedágio, embora haja legislação apropriada para isso, a melhor
opção continua sendo a venda para as concessionárias, que têm portanto a
particularidade de serem a principal opção de venda de energia do cogerador.
Assim, as iniciativas de cogeração se tornam mais difíceis.
Pelas dificuldades no gerenciamento, alterações em sua curva de carga,
perdas substanciais de receita, ou mesmo perda de poder da própria empresa
(perda dos clientes), as concessionárias são contrárias a cogeração como
alternativa de expansão do sistema. Porém, a mais longo prazo, elas tendem a
aceitar a cogeração como uma possibilidade de aumento da sua capacidade de
reserva, devido a expectativa de crescimento da demanda elétrica, a falta de
alternativas aceitáveis sob o ponto de vista técnico, econômico e ambiental,
para atendimento dessa demanda suplementar.
136
Além da visão dos empreendedores e do setor elétrico, a cogeração é
uma opção tecnológica que, analisada sob o ponto de vista da sociedade,
apresenta vantagens potenciais sob os aspectos energético e ambiental, pois
sendo
uma
opção
de
abastecimento
descentralizada,
pode
motivar
transformações estruturais de diferentes ordens, como já discutido em
trabalhos anteriores (COELHO, 1999, ZYLBERSZTAJN e COELHO, 1996,
WALTER, 1994).
Além das vantagens da geração descentralizada, há também os
aspectos positivos da geração de excedentes, entre elas a dinamização do
setor de bens de capital e aumento da demanda de serviços especializados
(geração de empregos), aumento na arrecadação de impostos aos governos,
aumento e/ou estabilização de empregos na zona rural (WALTER, 1994).
A exemplo do que já ocorre em países desenvolvidos, espera-se que a
utilização da biomassa, como fonte de energia comercial, aumente
significativamente no país, não apenas pelas vantagens da geração
descentralizada, permitindo o atendimento de populações rurais e de
localidades isoladas que não recebem energia elétrica, mas também pelos
benefícios ambientais correspondentes.
Uma outra fonte de energia, com a qual se esperava contar para a
cogeração, é o gás natural. Porém é interessante observar que, praticamente a
maior parte do gás natural será absorvida nas UTE’s previstas (fevereiro/2000),
conforme notícias veiculadas recentemente.
As conseqüências destes fatos na matriz energética brasileira ainda não
foram devidamente analisadas, mas estas Usinas Termelétricas a ciclo
combinado (com o gás natural da Bolívia e outros), consideradas fundamentais
para o suprimento da demanda, deixarão pouco espaço para o gás natural para
a cogeração, sendo necessários estudos complementares para analisar esta
nova situação.
137
10. CONCLUSÕES
Este trabalho analisa a cogeração no segmento de papel e celulose,
através da análise técnica e econômica, para que este atinja a auto-suficiência
em geração de eletricidade, concluindo que a cogeração para o segmento de
papel e celulose pode ser viável se existirem políticas adequadas.
Os resultados obtidos nas análises técnicas e econômicas deste
trabalho indicam que, mantida a atual política de preços das concessionárias
de energia elétrica (tarifas reduzidas para os grandes consumidores de
energia), a cogeração (e muito menos a auto-suficiência) com tecnologias mais
eficientes dificilmente se viabilizará, apesar dos benefícios estratégicos para
todos os setores envolvidos e das vantagens ambientais para a sociedade
(COELHO e ZYLBERSZTAJN, 1998). Apesar das dificuldades para garantir a
oferta de energia, não se verifica ainda por parte do setor elétrico uma política
específica visando a implementação da cogeração de energia.
Do ponto de vista do segmento industrial envolvido, a única
possibilidade de incentivo à auto-suficiência está no risco de interrupções no
fornecimento, como já tem ocorrido, uma vez que os custos envolvidos nestas
situações (interrupção na produção, perda de qualidade no produto, etc.) são
de fato muito superiores aos custos da auto-produção de eletricidade.
Em vista das vantagens estratégicas, ambientais e sociais, seria
importante a implementação de políticas adequadas para viabilizar o processo
de cogeração a partir da biomassa em larga escala. São verificadas inúmeras
barreiras tecnológicas (necessidade de tecnologias mais eficientes como
sistemas de gaseificador/turbina a gás), políticas (legislação e comportamento
dos atores envolvidos), barreiras institucionais e econômicas (acertos quanto a
tarifa e até viabilização da venda de excedentes), impedem a execução desse
programa no país.
138
No âmbito do setor industrial, o segmento de papel e celulose se
confirma como um dos principais (após o segmento sucroalcooleiro) a utilizar
biomassa como fonte de energia, pela enorme quantidade de combustível
disponível (cascas, resíduos florestais e lixívia).
Como já foi visto, segmento de papel e celulose está incluído entre os
mais eletrointensivos do setor industrial e tem grande potencial para se tornar
auto-suficiente em termos energéticos, produzindo todo vapor e eletricidade
necessários ao processo. Hoje as indústrias de celulose geram 80 a 85% da
energia consumida e as integradas (fabricantes de papel e celulose) geram 50
a 60%.
São bastante conhecidas as dificuldades do setor industrial quanto à
garantia de disponibilidade de energia, devido às eventuais falhas e
interrupções do sistema elétrico e à falta de confiabilidade da transmissão e
distribuição de energia elétrica e neste trabalho discutem-se as vantagens para
o segmento de papel e celulose em garantir o seu suprimento sem riscos de
interrupção.
Por outro lado, é de grande importância a questão da geração de
eletricidade a partir de gás natural nas centrais a ciclo combinado. A chegada
do gás da Bolívia, para ser utilizado em grandes Usinas Termelétricas em ciclo
combinado, é considerada a melhor opção para o setor elétrico. Entretanto,
como o gás natural é importado, assim como as turbinas a gás, imprescindíveis
à construção dos ciclos combinados, o custo de geração desta modalidade é
integralmente dependente do câmbio do dólar. No início de 1999, com a
elevação das taxas de câmbio, os investimentos nos ciclos combinados a gás
natural ficaram praticamente inviabilizados. Porém, em 2000 o MME definiu
inúmeros incentivos especiais, como mencionado aqui, para viabilizar as
UTE’s, incentivos estes que poderiam ser expandidos para energias renováveis
e para a cogeração, por apresentarem maiores vantagens técnicas,
estratégicas, ambientais e sociais.
139
Nos aspectos ambientais, há também que se lembrar que a legislação
brasileira define limites apenas para SO2 e particulados, não havendo
limitações para o NOX, cujas emissões são extremamente significativas nos
casos de turbinas a gás com gás natural. Os fabricantes de turbinas a gás
inclusive oferecem opções com modificação na câmara de combustão para
reduzir essas emissões que, pelo custo elevado, não se viabilizam
economicamente quando comparados com as turbinas a gás tradicionais. Sem
legislação ambiental adequada, os fabricantes não trarão para o mercado
brasileiro equipamentos mais caros e as instalações a gás natural poderão ser
responsáveis por um aumento significativo nas emissões de NOX.
Mais ainda, os resultados obtidos, na substituição dos combustíveis
fósseis por gás natural e principalmente por biomassa mostram uma redução
nas emissões de carbono, indicando a oportunidade para a obtenção de
créditos correspondentes às taxas de carbono, permitindo que investidores de
países desenvolvidos se interessem em participar de projetos conjuntos de
cogeração, dentro das perspectivas do Protocolo de Quioto.
Entretanto, seria necessária a decisão política do governo para
promover campanhas de estímulo à cogeração, pois entre todas as medidas
preventivas sempre anunciadas para evitar o risco de racionamento, não se
menciona a cogeração, mas apenas a construção de UTE’s.
Deve-se considerar, em primeiro lugar, que o consumo de eletricidade
tende a crescer de forma muito mais acentuada nos próximos anos em relação
ao que ocorreu na última década, acarretando uma necessidade de
investimentos que o próprio setor elétrico muito provavelmente não terá
condições de viabilizar.
As tarifas de eletricidade deveriam ser definidas em patamares bem
mais elevados do que ocorreu em passado recente, o que despertará maior
interesse pela cogeração. As próprias tarifas de suprimento serão certamente
140
corrigidas e as concessionárias terão que buscar alternativas para melhorar
seu fluxo de caixa.
O aumento da oferta de gás natural poderia fazer com que várias
indústrias e grandes estabelecimentos do setor terciário se interessem pela
cogeração. Em função das tarifas elétricas de fornecimento, que tendem a ser
mais elevadas em relação aos valores atuais, e de eventuais problemas de
abastecimento, o interesse pela cogeração deveria ser ainda maior.
Todos esses pontos, dentro de um horizonte de curto prazo, sinalizam
para a importância e premência de definição de uma política clara quanto à
cogeração. Entretanto observa-se a opção pela grandes térmicas a gás natural,
deixando de lado a opção da cogeração.
Equacionada corretamente, esta opção deve ser direcionada para os
projetos que proporcionem maiores benefícios globais ao país, integrando-se
aos objetivos de maior eficiência energética, de redução de perdas e de custos,
de elevação dos níveis de competitividade da indústria brasileira, de estímulo à
participação de um número crescente de novos empreendedores e investidores
e de incentivo à geração de maiores oportunidades de negócios e empregos.
Se subsídios e incentivos são necessários e aceitáveis, que sejam
direcionados para a solução que implique em maior eficiência, menor
desperdício e maiores benefícios para a sociedade.
141
Anexo I
Poder calorífico superior médio dos combustíveis do segmento
COMBUSTÍVEL
PODER CALORÍFICO
UNIDADE
Óleo combustível
10,01
Gcal/t
Gás natural
9,80
Gcal/1000m3
Outros derivados
10,40
Gcal/t
Lenha
1,39
Gcal/st
Cavacos
2,57
Gcal/t
Cascas
1,79
Gcal/t
Resíduos
2,64
Gcal/t
Bagaço de cana
1,81
Gcal/t
Carvão mineral
4,89
Gcal/t
Licor negro
3,13
Gcal/tss
Eletricidade
0,86
Gcal/MWh
Hidrogênio
2,44
Gcal/1000m3
Fonte: BRACELPA, 1997.
141
COGERACAO NA I NDÚSTRI A DE PAPEL E CELULOSE
PLANTAS I NTEGRADAS
Empr . A
Producao
t/d
celulose
papel
0, 9
1.300
1.500
Empr . B
Empr . C
1.660
960
1300800
22, 50
540000
Empr . E
Empr . D
923
767
FC
adot ado
usado naconver sao de di a par a mês
Dados de ent r ada:
Pr od. cel ul ose ( seca) par a papel :
t cs/ t pap
0, 80
0, 80
0, 80
( massa seca/ massa papel )
Al i ment de l i x na cal d:
cal c.
1, 51
1, 41
1, 58
t de l i xi vi a/ t past a
Li xí vi a al i m. cal dei r a
dados l evant ados
após concentrador
t/d
1968
2343
1461
Prod. de resíduos
t/d
538
1296
292
Consumo de OC
t/d
1093
160
35
Emissões de OC
t de CO2/d
3278
480
104
t de CO2/ mes
88493
12960
2799
kWh/ d t ot al aut ogerado 1997
MW hi dr el .
kWh/ d hi dr el .
Empr . F
TOTAI S
850
700
1.580
1.550
0, 80
0, 80
0, 80
1, 21
0, 79
past a mec
1, 30
1030
358
127
382
1250
750
43
130
1815
10303
3507
56167
1. 396
571
660
693
2080
Emissões de carbono (t C/MWh gerado)
Poder calorífico lixívia
kcal/kg
3020
2670
3020
2206
3000
3500
Poder calorífico resíduos
kcal/kg
3000
2175
3000
3885
3000
3000
Poder calorífico OC
kcal/kg
10000
9900
10000
10113
10000
10000
Poder calorífico do carvão
Poder calorífico do G.N.
Rendi ment os
caldeira de recuperação
caldeira de biomassa
turbina vapor
kcal/kg
9.065
Anexo II
5500
k c a l / Nm3
0,70
0,85
0,85
10.792
0,45
0,85
0,85
k c a l / kg
0,55
0,85
0,85
0,50
0,85
0,85
0,57
0,85
0,85
0,60
0,85
0,85
7.709
6.048
9866
3893
2151
6453
174.229
231.265
181.435
2.090.749
t CO2 / ano
Poder cal or í f i co da l enha:
kJ/kg
kcal / kg
kcal / st
ANFPC
Vapor pr oduzi do:
60at m, 470C
12.411
2. 969
1. 170. 000
12.411
2. 969
1. 170. 000
dados f aap
75at m, 500C
800,00
814,35
40,00
40,00
95
110
condi coes:
entalpia,h6
condens
ent al pi a, h10
h10
120 r et or no al i m. cal d
101, 18
104, 91
( medi a t emp cal c par a al i ment ac. cal d. )
* * Consumo de ener gi a na pl ant a
el et r i ci dade
MWh/ mes
31. 320
34. 000
kWh/ di a
1. 160. 000
1. 259. 259
el et r i c. aut oger ada
MWh/ mes
13. 154
14. 094
kWh/ di a
487. 185
522. 000
el et r i c. esp. por t on cel ul
kWh/ t cel
892
759
vapor
t/d
10atm
1.920
5.112
t/d
4atm
4.080
1.540
t/d
1atm
0
0
t/d
t ot al
6. 000
6. 652
kcal/kg
C
kcal / kg
Si t uação at ual da i ndúst r i a
% compr ada
% aut o- ger ada
58%
42%
59%
41%
12.411
2. 969
1. 170. 000
12.411
2. 969
1. 170. 000
12.411
2. 969
1. 170. 000
800,00
40,00
117
800,00
40,00
120
800,00
40,00
110
118, 03
117, 63
118, 07
32. 501
1. 203. 741
21. 298
788. 815
1. 304
1.680
4.800
0
6. 480
33. 278
1. 232. 519
27. 000
1. 000. 000
1. 450
1.320
4.800
0
6. 120
58. 320
2. 160. 000
36. 720
1. 360. 000
1. 367
3.120
4.560
0
7. 680
34%
66%
19%
81%
37%
63%
12.411
2. 969
1. 170. 000
85 at m, 600C
870,33
40,00
105, 00
98, 13
234.388
44. 969
8.681.025
1. 665. 506
151.438
39. 172
5.608.806
1. 450. 806
6.965
1. 193
4.299
17.451
916
20.696
0
0
38.147
5. 215
vapor cal c pel a Empr . B
-82.950
210
MW
35%
65%
PLANI LHA DE CÁLCULOS:
TURBINA A VAPOR
* Pr odução de past a necessár i a:
past a pr oduzi da
* Li xí vi a di sponí vel ( dado)
t / di a
* Bi omassa di sponí vel ( dado) t / d
1. 300
1. 660
923
850
1. 580
t past a/ di a t past a/ di a
t past a/ di a
t past a/ di a
t past a/ di a
1. 968
2. 343
1. 461
1. 030
1. 250
538
1. 296
292
358
750
1. 396
t past a/ di a
1. 815
660
7.709
9.866
3.893
Anexo II
143
* Vapor ger ado na cal dei r a de l i xí vi a ( t / d)
m11=( Ml i x* PCl i x* r end) / ( h6- h10)
t/d
m11
5. 901
3. 997
3. 552
1. 670
* Vapor ger ado na cal dei r a de bi omassa:
( i dem)
t/d
m6
1. 945
3. 402
1. 091
1. 737
* Vapor t ot al ger ado nas cal dei r as de l i xí vi a e bi omasa
m6+m11
7. 846
7. 398
4. 644
3. 407
*Def/exc de vapor para proc. m6+m11-vproc
1.846
746
-1.836
-2.713
* Cal or ger ado na cal d. l i x.
6, E+09
6, E+09
4, E+09
2, E+09
kcal / d
* Cal or ger ado na cal d. bi omassa
kcal / d
2, E+09
3, E+09
9, E+08
1, E+09
*Balanco de energia na caldeira auxiliar a lenha:
m'6=vproc-m6-m11
vapor prod (m'6):
t/d
0
800
2000
2900
obs. : nas pl ant as onde há exced. de vapor não há neces. de cal d. adi ci onal
nas Empr esas B e E há necessi dade de vapor adi ci onal par a at i ngi r aut osuf . el et r i ca/ ger aç. exc.
cal or ger ado:
kcal / d
0, E+00
7, E+08
2, E+09
2, E+09
consumo de l enha adi ci onal
t/d
0, 00
223, 27
541, 25
781, 37
( com PC da ANFPC)
st / d
0, 00
566, 60
1373, 55
1982, 91
* Pot ênci a na t ur bi na a vapor :
vapor al i m( t / d)
m6+m11+m' 6
ent al pi a
h6
saí das
i soent r .
1. ext r aç
10at m, h7=
686, 00
( j á cor r i g r end. )
4at m, h8=
643, 00
1 at m
2. cond
40C( cond)
515, 00
hr =h1- ( h1- hi ) * r end
vazão condensador
m6+m11+m' 6- mpr oc
pot ênci a ger ada:
kcal / d
kcal / h
MW
pot ênci a el et r i ca:
MW
el et r i ci d. ger ada:
MWh/ di a
déf i ci t / exced
MWh/ di a
pot ênci a( def / exc)
MW
3. 098
4. 979
23.197
2. 772
2. 197
13.143
5. 869
-1.811
4, E+09
36.340
7. 176
1.961
-1.807
6, E+09 28.982.402.067
2, E+09
2, E+09 10.926.396.000
2000
2, E+09
546, 80
1387, 63
7845, 72
8198, 40
6643, 54
6306, 67
7869, 37
800, 00
814, 35
800, 00
800, 00
800, 00
r eai s
r eai s
r eai s
r eai s
r eai s
704, 00
703, 83
704, 00
704, 00
704, 00
665, 00
664, 83
665, 00
665, 00
665, 00
120, 00
120, 00
120, 00
120, 00
542, 00
542, 58
542, 00
542, 00
542, 00
1845, 72
1, E+09
5, E+07
58, 69
56
1352
192
8
1546, 40
1, E+09
5, E+07
58, 89
57
1357
98
4
163, 54
9, E+08
4, E+07
41, 25
40
950
- 253
- 11
186, 67
8, E+08
3, E+07
39, 87
38
919
- 314
- 13
189, 37
1, E+09
4, E+07
46, 70
45
1076
- 544
- 23
0
7.700
0, E+00
0, 00
0, 00
6.213.509.710
2.093
5.311
7176, 47
870, 33
r eai s
712, 20
664, 59
120, 00
520, 81
44.040,16
4.884,69
1961, 47
2, E+09
6, E+07
75, 28
72
1735
69
3
5.893,16
6.619.038.168
275.793.257
320,69
308
7.389
-752
-31
4.232,03
3.989,43
600,00
3.231,40
308
221.661
-22.570
-31
Anexo II
144
c a l or
c a l or
cons.
de pr ocesso:
gerado:
esp. cal or pr oc.
POSSIBILIDADE
DE
C
C
k c a l / Nm3
T e mp e r a t u r a
graus K
graus C
de
T e mp e r a t u r a
graus C
de
de
Pot ênci a
t / d
m' 6
3
8
3
1
,
,
,
0
E+09
E+09
E+06
, 76
4, E+09
1, E+10
2, E+06
9, 63
da TG r e a l :
t 4 r = t 3 - ( r e n d ) * ( t 3 - t 4 i )
E+09
E+09
E+06
, 29
3
6
4
1
,
,
,
6
E+09
E+09
E+06
, 66
4
8
3
1
,
,
,
1
E+09
E+09
E+06
, 40
3 , E+09 21.504.448.947
8 , E+09 46.122.307.777
17.665.527
2, E+06
74
9, 12
2000, 00
0, 00
7.513
800, 00
110, 00
870, 33
105, 00
4.885
657
*
1. 250, 00
1. 250, 00
1. 250, 00
0, 00
20, 00
0,81
20, 00
0,81
20, 00
0,81
20, 00
0,81
20, 00
0,81
160, 00
160, 00
160, 00
160, 00
0,79
0,79
0,79
20, 00
9. 065, 00
9. 065, 00
k c a l / m3
0, 94
20, 00
9. 065, 00
9. 065, 00
k c a l / m3
0, 94
647, 11
374, 11
647, 11
374, 11
647, 11
374, 11
116, 00
- 157, 00
20,
9. 065,
9. 065,
k c a l / m3
0,
00
00
00
94
0,79
20,
9. 065,
9. 065,
k c a l / m3
0,
00
00
00
94
540, 53
540, 53
540, 53
540, 53
540, 53
- 127, 17
m1 = m' 6 * ( h 6 - h 1 0 ) / c ( a r ) * ( t 4 r - t 5 )
kg/ h
0
285. 647
692. 467
935. 321
699. 564
0
ar:
da
do
2.613.000
TG:
W( T G) = m1 * c ( A r ) * T 3 * ( 1 - ( p 4 / p 3 ) ^ ( 2 / 7 ) ) * R e n d .
kcal / h
0, E+00
5, E+07
kW
0
56556
Pot ênci a
,
,
,
6
1. 250, 00
rendimento da TG
0,81
t e mp e r a t u r a s a í d a c h a mi n é
oC
T5
160, 00
160, 00
rendimento compressor
0,79
0,79
t e mp e r a t u r a d e e n t r a d a c o mp r e s s o r
t 1
20, 00
20, 00
p o d e r c a l o r í f i co GN:
9. 065, 00
9. 065, 00
P C I ( C o mg a s )
9. 065, 00
9. 065, 00
k c a l / m3
k c a l / m3
rend.
c a m. c o mb .
0, 94
0, 94
s a i da da TG( i deal )
T4i =T3( p4/ p3) ^( 2/ 7 )
647, 11
647, 11
374, 11
374, 11
s a í da
4
7
4
1
TURBINA A GÁS PARA GERAR O VAPOR COMPLEMENTAR
alimentada com GN. Vapor total gerado aliment em TV
a d o t a d o v a z a o ma i o r d e v a p o r e m *
0, 00
800, 00
2000, 00
2713, 33
*
*
.
800, 00
814, 35
800, 00
800, 00
95, 00
110, 00
117, 00
120, 00
vapor h6
kcal / kg
a g u a a l i m. , h 1 0
kcal / kg
DE ENERGI A DA TURBI NA A GÁS:
ent r a d a :
t e mp e r a t u r a g a s e s e n t r a d a n a T G
T 3 ( oC)
1. 250, 00
r e l a c a o d e c o mp r e s s a o
p3/ p4=p2/ p1
20, 00
C
Vazão
al / d
al / d
al / t past a
/ t past a
MELHORIA:
*vapor gerado:
*condi cões:
* BALANÇO
Dados de
kc
kc
kc
GJ
c o mp r e s s o r :
W( c o mp ) = m1 * c ( a r ) * T 1 * ( ( p 2 / p 1 ) ^ ( 2 / 7 ) - 1 ) / r e n d ( c o mp . )
kcal / h
0, E+00
3, E+07
kW
0
39917
1, E+08
137103
2, E+08
185186
1, E+08
138508
0, E+00
0
444.924.127
517.354
8, E+07
96767
1, E+08
130704
8, E+07
97759
0, E+00
0
314.026.522
365.147
Anexo II
145
Pot ênci a l í qui da
( W( TG) - W( COMP) ) * r end. ger ador
kW
0
MW
0
Pot ênci a t ot al ci cl o combi nadoMW
56
El et r i ci dade ger ada
MWh/ di a
1. 352
def i ci t / exced
MWh/ di a
192
pot ênci a( def / exc)
MW
8
Consumo de GN:
K
C
C
T2i =T1* ( p2/ p1) ^( 2/ 7)
t 2r =t 1+( t 2i - t 1) / r end. comp
690
417
521
M( GN) =m1* c( Ar ) * ( t 3- t 2r ) / PC* r end( CC)
m3/ h
0
0, 84 kg/ m3
m3/ h
0
Consumo anual de GN
m3/ano
m3/dia
cal or ger ado
TOTAL GERADO
GN
GN
kcal / h
kcal / d
kcal / d
0
0, E+00
0, E+00
8, E+09
15. 973
16
73
1. 740
481
20
38. 723
39
78
1. 880
676
28
52. 303
52
91
2. 174
941
39
39. 119
39
84
0
0
72
2. 015
1. 735
395
69
16
3
i ncl ui aut oger hi dr .
690
417
521
690
417
521
690
417
521
690
417
521
5867
5867
4,63E+07
140.811
5, E+07
1, E+09
1, E+10
14223
14223
1,12E+08
341.355
1, E+08
3, E+09
8, E+09
19211
19211
1,51E+08
461.071
2, E+08
4, E+09
8, E+09
14369
14369
1,13E+08
344.853
1, E+08
3, E+09
9, E+09
146.118
146
454
10.896
2.755
115
454
326.866
82.635
115
690
417
521
53.670,41
0
53.670,41
0
0,00E+00
423.137.538
1.288.090
0
486.522.296
0, E+00
0, E+00 11.676.535.116
8, E+09 51.585.333.183
146
Anexo II
Resultados FINAIS
1. fornecendo vapor suficiente para processo/deficit de eletr.
1 . 1 . t ur bi na a vapor apenas/ l enha adi c i onal par a pr oduzi r t odo vapor
e l e t r i c p r o d u z MWh / d i a
MWh / d i a
1352
1196
MWh / me s
36508
32293
def i c i t / exced
MWh / d i a
192
- 63
MWh / me s
por di f e r enca
5188
- 1707
lenha adic t/d
0
0
t / me s
0
0
t / h
0
0
avoided emiss
t CO2 / me s
- 88493
- 12960
1 . 2 . c i c l o c o mb / g a s n a t
e l e t r i c p r o d u z MWh / d i a
MWh / me s
d e f / e x c MWh / d i a
MWh / me s
por di f e r enca
cons gn m3/h adicional
m3 / d
1 0 ^ 3 m3 / me s
emissoes t CO2/mes
a v o i d e d e mi s s i t CO2 / me s
de pr ocesso
950
25637
- 254
- 6864
908
24524
- 314
- 8754
1077
29068
- 1083
- 29252
1606
43363
69
- 1606
33
409
74
0
891
1
- 2799
11056
17
- 10303
1996
3
- 3507
0
0
- 56167
1039
28053
- 165
- 4448
2018
54484
785
21206
1277
34478
- 883
- 23842
1606
43363
613
- 1606
12343
296243
7999
15997
5694
2229
0
53495
1444
2889
- 619
0
0
0
- 56167
1352
36508
506
5188
1196
32293
- 63
- 1707
0
0
995
0
0
0
- 88493
0
0
0
- 12960
23887
645
1290
- 1509
10
5.041.746
20
50
100
10.083.492
25.208.730
50.417.461
2, 81
5, 79
15, 84
37, 64
73, 5
CO2 / T J
93, 4
t CO2 / T J
53, 3
t CO2 / T J
0, 003
7.089
191.393
-1.453
-42.995
516
13.944
22
-174.229
8.488
229.179
793
(5.208)
15.568
373.625
10.088
20.176
-154.053
emissões de carbono (t C/MWh gerado)
.
Taxa
Cr é d i
Abat i
Tar i f
d e C a r b o n o ( U S $ / t C)
t o s ( US$/ a n o )
me n t o n o C u s t o d e G e r a ç ã o ( %)
a ( U S $ / MWh )
47
OC
3000
gCO2/kg
t
CARVAO
2000
gCO2/ k g
GN
2000
gCO2/NM3
t / kg
0, 002
t / kg
0, 002
t / Nm3
147
Anexo II
C U S T O D E G E R A Ç Ã O D E E L E T R IC ID A D E
G R U P O D E IN D S . IN T E G R A D A S S E L E C IO N A D A S
1 C Á L C U L O D O C U S T O D E C A P IT A L
TAXA DE RETORNO
V ID A Ú T I L ( A n o s )
F .R .C .
F .C .
0 ,1
25
0,110168
0 ,8
C U S T O D E IN S T A L A Ç Ã O ( U S $ /M W h )
1200
0,15
20
0,159761
0 ,8
0 ,2
15
0,213882
0 ,8
C U S T O D E C A P IT A L ( U S $ /M W h )
10% , 25anos
15% , 20anos
2 0 % ,1 5 a n o s
1 8 ,8 5
2 7 ,3 4
3 6 ,6 0
DADOS PARA O GÁS NATURAL
P .C .(kcal/kg)
D E N S .(kg/m 3 )
F A T O R D E C O N V E R S Ã O D E U S $ / M B T U P A R A U S $ /kg
P R E Ç O ( U S $ /M B T U )
3
2,55
P R E Ç O (U S $ /kg)
0,111906
0,0951201
2,26
0,08430252
9.400
0,843
0,037302
1,94
0,07236588
2 C Á L C U L O D O C U S T O D E C O M B U S T ÍV E L
P R E Ç O D O G .N . (U S $ /M B T U )
P R O C E S S OP O T . ( M W ) C O N S . D E C O M B . ( m 3 / h )
C C T G - 60/
84
1 4 .3 6 9
3 C U S T O D E 0 & M ( U S $ /M W h ) =
C U S T O D E C O M B . A D IC IO N A L ( G .N .) (U S $ /M W h )
3
2,55
2,26
1 9 ,1 4
1 6 ,2 7
1 4 ,4 2
1,94
1 2 ,3 8
3
4 CUSTO TOTAL DE GERAÇÃO
Anexo III
148
P R E Ç O D O C O M B . (U S $ /M B T U )
C U S T O T O T A L D E G E R A Ç Ã O ( U S $ /M W h )
10% , 25 anos
3
2 ,5 5
PROCESSO
C C T G - 60/80
P R E Ç O D O C O M B . (U S $ /M B T U )
4 0 ,9 9
C U S T O T O T A L D E G E R A Ç Ã O ( U S $ /M W h )
15% , 20 anos
3
2 ,5 5
PROCESSO
C C T G - 60/80
P R E Ç O D O C O M B . (U S $ /M B T U )
3 8 ,1 2
4 9 ,4 8
4 6 ,6 1
C U S T O T O T A L D E G E R A Ç Ã O ( U S $ /M W h )
20% , 15 anos
3
2 ,5 5
PROCESSO
C C T G - 60/80
5 8 ,7 4
5 5 ,8 7
2 ,2 6
3 6 ,2 7
2 ,2 6
4 4 ,7 6
2 ,2 6
5 4 ,0 2
1 ,9 4
3 4 ,2 3
1 ,9 4
4 2 ,7 2
1 ,9 4
5 1 ,9 8
D A D O S P A R A O G R Á F IC O - G R U P O D E IN D S . I N T E G R A D A S S E L E C I O N A D A S
P R E Ç O D O G Á S ( U S $ /M M B T U )
C U S T O T O T A L D E G E R A Ç Ã O ( U S $ /M W h )
1 0 % ,2 5 A n o s
1 5 % ,2 0 A n o s
2 0 % ,1 5 A n o s
3
2 ,5 5
2 ,2 6
1 ,9 4
4 0 ,9 9
4 9 ,4 8
5 8 ,7 4
3 8 ,1 2
4 6 ,6 1
5 5 ,8 7
3 6 ,2 7
4 4 ,7 6
5 4 ,0 2
3 4 ,2 3
4 2 ,7 2
5 1 ,9 8
Anexo III
149
CUSTO DE GERAÇÃO
(US$/MWh)
CUSTO TOTAL DE GERAÇÃO DE
ELETRICIDADE - GRUPO DE IND.
INTEGRADAS SELECIONADAS
80,00
60,00
40,00
20,00
0,00
3
2,55
2,26
1,94
PREÇO DO GÁS NATURAL (US$/MBTU)
10%,25 Anos
15%,20 Anos
20%,15 Anos
Anexo III
150
CÁLCULO DAS EMIISÕES DE POLUENTES PARA O GRUPO DE INDÚSTRIAS SELECIONADAS
Emissões Específicas
ÓLEO COMBUSTÍVEL (ATE) kg/10^6 kcal
SO2
3,507
NOX
0,800
CO
0,015
MP
0,240
Emissões para o grupo de empresas selecionadas(/ano)
ÓLEO COMBUSTÍVEL (ATE) (kg/d)*
(t/d)
75.436
75,44
17.208
17,21
323
0,32
5.162
5,16
Consumo de óleo combustível:
2.151
t/d
2,15E+10
kcal/d
Energia auto-gerada (Situação Atual):
151.438 MWh/mês
5.048 MWh/d
GÁS NATURAL (kg/m3)
NOX
0,00677
CO
0,00116
MP
n.d.
GÁS NATURAL (kg/d)
8.720
1.495
n.d.
Consumo de gás natural:
1.288.090 Nm3/dia
Energia auto-gerada (Configuração 2):
326.866 MWh/mês
10.896 MWh/d
MADEIRA (25% DE UMIDADE) (lb/t)
MP
6,6
VOC
1,34
MADEIRA (kg/d)
6.271
1.273
6,27
1,27
Consumo adicional de lenha:
2.093 t / dia
Energia auto-gerada (Configuração 1):
221.661 MWh/mês
7.389 MWh/d
21.122,82
21,12
* ÓLEO COMBUSTÍVEL (BTE) kg/10^6kcal
SO2
0,982
8,72
1,50
Cálculo das emissões específicas de poluentes por MWh gerado
POLUENTE
SITUAÇÃO ATUAL
t de poluente/MWh gerado
SO2
NOX
CO
MP
VOC
0,004
0,0149
0,0034
0,0001
0,0010
n.d.
CONFIGURAÇÃO 1
t de poluente/MWh gerado
0,0008
0,0002
CONFIGURAÇÃO 2
t de poluente/MWh gerado
0,0008
0,000137
-
Anexo IV
151
152
Anexo V
1a Configuração
Instalação de uma central térmica para gerar parte da energia comprada da
COPEL, a partir da biomassa disponível na própria indústria
Caldeira
m1 = 1 kg/h
1
Turbina
WT
10
9
2
m2
B III
3
m3
Pré II
Aquecedor
m8 = 1 – m2
B
Pré I
Aquecedor
II
4
m4 = 1 – m2 – m3
6
5
BI
DADOS:
Biomassa disponível:
1
P1 = 85 bar
T1 = 490 ºC
27,7 t/h de casca - PCI = 1.800 kcal/kg
11,1 t/h de cavaco - PCI = 2.200 kcal/kg
h1 = 803 kcal/kg
Condensador
153
2
P2 = 12 bar
η1→2 =86%
h2 = 680 kcal/kg
Wiso = 803 - 680 = 125 kcal/kg
W real = 125 x 0,86 = 107,5 kcal/kg
∴ h2 real = 803 – 107,5
h2 real = 697,5 kcal/kg
3
P3 = 4 bar
η1→3 = 87%
h3 = 640 kcal/kg
W iso = 640 - 697,5 = 57,5 kcal/kg
W real = 57,5 x 0,87 = 50 kcal/kg
∴h3 real = 697,5 - 50
h3 real = 647,5 kcal/kg
4
P4 = 0,1 bar
η1→4
h4 = 520 kcal/kg
W iso = 647,5 - 520 = 127,5 kcal/kg
W real = 127,5 x 0,83 = 105,8 kcal/kg
= 647,5 - 105,8
h4 real = 541,7 kcal/kg
∴h4 real
5
P5 = 0,1 bar
L*
x5 = 0
6
P6 = 4 bar
η B I = 50% *
7
P7 = 4 bar
L*
x7 = 0
8
P8 = 12 bar
ηB II = 75% **
9
P9 = 12 bar
x9 = 0
10
P10 = 85 bar
η B III = 85%***
h5 = 45 kcal/kg
h6 = 45 + 0,001 (4 - 0,1) 104 = 45,091
427
h6 real = 45,82 kcal/kg
h7 = 140 kcal/kg
h8 = 140 + 0,001 (12 – 4) 104 =140,187
427
h8 real =140,249 kcal/kg
h9 = 194 kcal/kg
h10 = 194 + 0,001 (85 – 12) 104 = 195,71
427
h10 real = 196,012 kcal/kg
∗ Admitindo η B I = 50%
η=
Wideal 0,091
=
⇒ Wreal = 0,182 = hs real − he ⇒ h6 real = 0,182 + 45 = 45,82 kcal / kg
Wreal Wreal
∗ ∗ Admitindo η B II = 75%
Wreal =
0,187
= 0,249 ⇒ h8 real = 0,249 + 140 = 140,249 kcal / kg
0,75
154
∗ ∗ ∗ Admitindo η B III = 85%
1,71
= 2,012
0,85
= 2,012 + 194 ⇒ h10 real = 196,012 kcal / kg
Wreal =
h10 real
CALDEIRA
combustível disponível
27,7 t/h (casca)
11,1 t/h (cavaco)
10
1
Caldeira
Admitindo rendimento
da caldeira
•
m v (803 − 196,012)
0,79 =
27,7 x1000 x1800 + 11,1x1.000 x 2.200
•
m v = 96.200 kg / h
PRÉ – AQUECEDOR II
9
2
Pré II
8
de 79% :
155
∗
∗
Q − W = ∆H + ....
•
•
•
m 9 h9 = m 2 h 2 + m 8 h8
1 x 194 = m 2 697,5 + (1 − m 2 ) x 140.249
•
m 2 = 0,096 kg / h
para 1 kg / h de vapor a lim entado
•
para 96.200 kg / h de vapor a lim entado → m 2 = 9.235 kg / h
PRÉ – AQUECEDOR I
7
3
Pré I
6
•
•
Q − W = ∆H + ....
•
•
•
m 7 h7 = m 3 h3 + m 6 h6
•
•
(1 − m 2 )h7 = m 3 h3 + (1 − m 2 − m3 )h6
•
•
(1 − 0,096) x 140 = m 3 x 647,5 + (1 − 0,096 − m 3 ) x 45,182
•
m 3 = 0,142 kg / h
para 1 kh / h de vapor a lim entado
•
para 96.200 kg / h de vapor a lim entado → m3 = 13.600 kg / h
•
•
•
∴ m 4 = 1 − m 2 − m 3 = 1 − 0,096 − 0,142 = 0,762 kg / h para 1 kg / h de vapor a lim entado
•
para 96.200 kg / h de vapor a lim entado → m 4 = 73.304 kg / h
156
CALDEIRA
•
•
se : m1 = m v = 96.200 kg / h
•
•
Q − W = ∆H + .....
•
•
Qc = 96.200 (803 − 196,012) ⇒ Q c 58.392.246 kg / h
TURBINA
•
•
•
•
•
− WT = m 4 h 4 + m 3 h 4 + m 2 h2 − m1 h1
•
− WT = 73.304 x 541,7 + 13.660 x 697,5 + 9.235 x 697,5 − 96.200 x 803
•
•
WT = 21.570.561 kcal / kg ⇒ WT = 25.082 kW ≅ 25 MW
BOMBAS
•
W BI = 73.304 x 0,182 = 13.341 kcal / h
•
W BII = (96.200 − 9.235) x 0,249 = 21.654 kcal / h
•
W BIII = 96.200 x 2,066 = 198.749 kcal / h
RENDIMENTO TÉRMICO DO CICLO
•
η=
WT −
•
∑W
•
B
x 100 =
21.570.561 − 233.745
Qc
58.392.246
RENDIMENTO MÁXIMO
η MÁX = 1 −
TF
318
= 1−
⇒ η MÁX = 58%
TQ
763
⇒ η = 36,5%
157
2a Configuração
Utilização de um ciclo combinado com turbina a gás, queimando gás natural,
para complementar a potência gerada (25MW) na configuração anterior.
2
3
C.C.
W T.G.
COMP
1
TG
ar
4
gases
85 atm
5 vapor
água
CALDEIRA
HRSG
a
1 .Configuração
6
≈
T.V.
exaustão
≈W
T.V.
T.V.
9
B
B
25 MW
7
8
CONDENS
CONDENS
DADOS:
Relação de compressão
Cpar = 1,0035kJ/kg.K
1
T1 = 25 oC
4
T4 = ?
6
P6 = 60atm
T6 = 400 0C
1:10
2
5
T2 = ?
3
T5 = 150 0C
h6 = 761 kcal/kg
T3 = 1000 0C
158
7
P7 = 0,1 atm
s 7 = s6
h7 = 490 kcal/kg
8
P8 = 0,1 atm
x8 = 0
h8 = 45 kcal/kg
9
P9 = 60 atm
h9 = 45 + 0,001(60-0,1) x 104
427
h9 = 45 + 1,403 = 46,4 kcal/kg
COMPRESSOR
1000 0C
C.C.
T2
3
C
T
1
25 0C
25 + 273  1 
= 
T2
 10 
•
T4
?
1, 4 −1
1, 4
⇒ T2 = 575 K
− W c = 1 x 1,0035 x [575 − (25 + 273)] = 278 kJ / h
159
TURBINA A GÁS
1000 + 273  10 
= 
T4
1
1, 4 −1
1, 4
⇒ T4 = 659 K
•
− W TG = 1 x 1,0035 [659 − (1000 + 273)] = 616 kJ / h
•
W G = 616 − 278 = 338 kJ / h = 0,094 kJ / s = kW
HRSG
1kg/h
659 K
5
mv
0
400 C
60 atm
H 2O
9
HRSG
h=761kal/kg
0
150 C
B
Condensador
8
(x=0)
0
45 C
0,1 atm
h8=45kcal/kg
p / 1kg / h de ar
•
− m v x (761 − 46,4) = 1 x
•
1,0035
(423 − 659) ⇒ m v = 0,079 kg / h
4,18
BOMBA
•
W B = m v∆P
W B = 14.287 x 1,4 = 20.000 kcal / h = 23,26 kW = 0,023 MW
160
TURBINA A VAPOR
400 0C
60 atm
h = 761 kcal/h
W T.V.
TV
0,1 atm
te
s=c
•
− W T = 0,079 (490 − 761) = 21,409 kcal / h = 0,025 kW
•
•
•
•
(W TG − WC ) + W TV = (0,094) + 0,025 = 0,119kW = W T
1 kg / har
T .G. =
gera 0,119 kW
•
0,094
x18 MW = 14,2 MW = W TG
0,119
0,094 kW = 0,094 x 10 −3 MW → 1 kg / h
14,2 MW → X
nova massa de ar = 151.064 kg / h
1 kg / h de ar → 0,079 kg / h de vapor
151.064 → X
nova massa de vapor = 11.934 kg / h
•
W T .V . = 18 − 14,2 MW
•
⇒ W TV = 3,8 MW
h = 490
161
CONSUMO DE COMBUSTÍVEL (G.N.)
.
•
•
Q c.c. = m ar x C p x ∆T = 151.064 x 1,0035 [(1000 + 273) − 575]
•
Q c.c. = 105.811.721
•
kJ
kJ
= 29.392
= kW
h
s
•
Q c.c. = m comb. x PCi
PCi = 9065
kcal
kg
: 0,84 3 = 10.791,67 kcal / kg
3
m
Nm
•
29.392 x 860 = m comb. x 10.791,67
•
m comb. = 2.342
kg
= 2,8 t / h
h
RENDIMENTO TÉRMICO DO CICLO COMBINADO
•
η=
•
•
•
(W T .G . − W C ) + (W T .V . − W B )
•
⇒η =
Q C .C .
(14,2) + (3,8 − 0,023) x10 3
⇒ η = 61%
29.392
3a Configuração
Implantação de um ciclo combinado com turbina a gás para gerar toda a
eletricidade necessária para tornar a indústria auto-suficiente
DADOS:
Relação de compressão
Cp ar =1,0035 kJ/kg K
1:10
162
0
1200 C
C.C.
2
3
C
T.G.
Wc
1
4
0,92 bar
25 0C
0,92 bar
COMPRESSOR
25 + 273  1 x 0,92 
=

T2
 10 
1, 4 −1
1, 4
⇒ T2 = 589K
•
− W C = 1 x 1,0035 x [589 − (25 + 273)] = 292
•
η C = 0,9 =
W ideal
•
•
⇒ W real = 324
W real
kJ
h
kJ
h
∴
324 = 1 x 1,0035 (T2 − (25 + 273)) ⇒ T2
real
= 621 K
TURBINA A GÁS
1200 + 273  10 
=

T4
 0,92 
1, 4 −1
1, 4
⇒ T4 = 745K
•
− W TG = 1 x 1,0035 x [745 − (1200 + 273)] = 730
•
η T .G . = 0,9 =
W real
•
•
⇒ W real = 657
kJ
h
kJ
h
W ideal
− 657 = 1 x 1,0035 (T4 − (1200 + 273)) ⇒ T4 real = 818 K
163
GERADOR
•
W G = 657 − 324 = 333
kJ
kJ
= 0,093
= kW
h
s
•
Q CC ( para 1 kg / h de ar )
•
Q CC = 1x1,0035[(1200 + 273) − 621] = 855
•
η = 95% ⇒ Q CC real = 812
kJ
h
kJ
h
HRSG
1kg/h
818K
mv
0
400 C
60 atm
H 2O
h = 46,4
HRSG
h = 761kcal/kg
423 K
B
COND
0
45 C
0,1 atm
h = 45 kcal/kg
•
para 1 kg de ar : − m v x (761 − 46,4) = 1 −
h s bomba = 45 + 0,001 (60 − 0,1)
1,0035 x (423 − 818)
⇒
4,18
m v = 0,133kg / h
10 4
427
h s = 46,4 kcal / kg
∴W B = 0,133 x 1,4 = 0,186 kcal / h
0
400 C
60 atm
h = 761kcal/kg
T.V.
0,1 atm
s = cte
h = 490 kcal/kg
164
•
− W T .V . = 0,133 (490 − 761) = 36
kcal
= 0,038kW η = 0.84 WT .V .real = 0,031kW
h
•
W Total = 0,093 + 0,031 = 0,124 kW
T .G. ⇒
0,093
x 40 =
0,124
T .V ⇒ 40 − 30 =
30 MW
10 MW
0,093 kW = 0,093x10 −3 MW → 1 kg / h de ar
30 MW → X
•
m ar = 322.580kg / h
1 kg / har → 0,133 kg / hvapor
322.580 → X
•
m vapor = 42.903 kg / h
CONSUMO DE COMBUSTÍVEL
•
Q CC =
322.580
x 1,0035 [(1200 + 273) − 621] x 0,95
3600
•
Q CC = 72.781 kW
•
•
Q CC = m comb. x PCi
PCI = 9.065
kcal
: 0,84 kg 3 = 10.791,67 kcal
kg
m
Nm 3
•
72.781 x 860 = m comb. x 10.791,67
•
m comb = 5.800 kg / h = 5,8 t / h
RENDIMENTO TÉRMICO DO CICLO COMBINADO
η=
40 x10 3
⇒ η = 55%
72.781
CUSTO DE GERAÇÃO DE ELETRICIDADE
INDÚSTRIA KLABIN DE PAPEL E CELULOSE
GERAR 25 MW COM TURBINA A VAPOR UTILIZANDO A BIOMASSA EXCEDENTE
1 CÁLCULO DO CUSTO DE CAPITAL
TAXA DE RETORNO
VIDA ÚTIL (Anos)
F.R.C.
F.C.
0,1
25
0,110168
0,8
CUSTO DE INSTALAÇÃO (US$/kW)
900
1000
0,15
20
0,159761
0,8
0,2
15
0,213882
0,8
CUSTO DE CAPITAL (US$/MWh)
10%, 25anos
15%, 20anos
20%,15anos
14,14
20,50
27,45
15,71
22,78
30,50
DADOS PARA A BIOMASSA
CONSUMO (t/mês) CONSUMO (kg/h) P.C.(kcal/kg)
20.000
27.778
1800
8.000
11.111
2200
5
10
15
25
0,002631579
0,005263158
0,007894737 0,01315789
CASCA
CAVACO
PREÇO (R$/t))
PREÇO (US$/kg)
2 CÁLCULO DO CUSTO DE COMBUSTÍVEL
CUSTO DE COMB. ADICIONAL (US$/MWh)
5
10
PREÇO DA BIOMASSA (R$/t)
PROCESSOPOT. (MW) CONS. DE COMB.(kg/h)
TV 85 bar
25
38.889
4,09
3 CUSTO DE 0&M (US$/MWh) =
8,19
15
12,28
25
20,47
3
4 CUSTO TOTAL DE GERAÇÃO
PREÇO DO COMB. (R$/t)
PREÇO DO COMB. (US$/kg))
PROCESSO
TV 85 bar
TV 85 bar
CUSTO TOTAL DE GERAÇÃO (US$/MWh)
10%, 25 anos
0
5
10
0
0,002631579 0,00526316
17,14
18,71
21,23
22,80
25,33
26,90
15
25
0,007894737 0,013157895
29,42
30,99
37,61
39,18
Anexo VI
165
CUSTO TOTAL DE GERAÇÃO (US$/MWh)
15%, 20 anos
0
5
10
0
0,002631579 0,00526316
PREÇO DO COMB. (R$/t))
PREÇO DO COMB. (US$$/kg)
PROCESSO
TV 85 bar
TV 85 bar
23,50
25,78
27,60
29,87
31,69
33,97
CUSTO TOTAL DE GERAÇÃO (US$/MWh)
20%, 15 anos
0
5
10
0
0,002631579 0,00526316
PREÇO DO COMB. (R$/t)
PREÇO DO COMB. (US$/kg)
PROCESSO
TV 85 bar
TV 85 bar
30,45
33,50
34,54
37,59
38,64
41,69
15
25
0,007894737 0,013157895
35,78
38,06
43,97
46,25
15
25
0,007894737 0,013157895
42,73
45,78
50,92
53,97
DADOS PARA O GRÁFICO - IND. KLABIN DE PAPEL E CELULOSE
PREÇO DA BIOMASSA
CUSTO TOTAL DE GERAÇÃO
10%,25 Anos
10%,25 Anos
15%,20 Anos
15%,20 Anos
20%,15 Anos
20%,15 Anos
0
5
10
15
25
17,14
18,71
23,50
25,78
30,45
33,50
21,23
22,80
27,60
29,87
34,54
37,59
25,33
26,90
31,69
33,97
38,64
41,69
29,42
30,99
35,78
38,06
42,73
45,78
37,61
39,18
43,97
46,25
50,92
53,97
166
Anexo VI
CUSTO TOTAL DE
GERAÇÃO
(US$/MWh)
CUSTO TOTAL DE GERAÇÃO DE ELETRICIDADE IND. KLABIN DE PAPEL E CELULOSE
60,00
50,00
40,00
30,00
20,00
10,00
0
5
10
15
25
PREÇO DA BIOMASSA
10%,25 Anos
20%,15 Anos
10%,25 Anos
20%,15 Anos
15%,20 Anos
15%,20 Anos
167
Anexo VI
168
CUSTO DE GERAÇÃO DE ELETRICIDADE
IN D Ú S T R I A K L A B I N D E P A P E L E C E L U L O S E
G E R A R 4 0 M W C O M C IC L O C O M B IN A D O C O M T U R B I N A A G Á S
1 CÁLCULO DO CUSTO DE CAPITAL
TAXA DE RETORNO
VIDA ÚTIL (Anos)
F.R.C.
F.C.
0,1
25
0,110168
0,8
0,15
20
0,159761
0,8
0,2
15
0,213882
0,8
CUSTO DE CAPITAL (US$/MWh)
10%, 25anos
15%, 20anos
20%,15anos
17,28
25,06
33,55
18,85
27,34
36,60
C U S T O D E IN S T A L A Ç Ã O ( U S $ / k W )
1100
1200
DADOS PARA O GÁS NATURAL
P.C.(kcal/kg)
DENS.(kg/m3)
FATOR DE CONVERSÃO DE US$/ MBTU PARA US$/kg
PREÇO (US$/MBTU)
3
2,55
PREÇO (US$/kg)
0,111906
0,0951201
2,26
0,08430252
9.400
0,843
0,037302
1,94
0,072366
2 C Á L C U L O D O C U S T O D E C O M B U S T ÍVEL
PROCESSO
P R E Ç O D O G .N . ( U S $ / M B T U )
CONS. DE COMB. (m3/h)
P O T . (M W )
40
CCTG
4.612
CUSTO DE COMB. ADICIONAL (G.N.) (US$/MW h)
3
2,55
2,26
1,94
12,90
3 CUSTO DE 0&M (US$/MWh) =
10,97
9,72
8,34
3
4 CUSTO TOTAL DE GERAÇÃO
PREÇO DO COMB. (US$/MBTU)
PROCESSO
CCTG (60 bar)
CCTG (60 bar)
C U S T O T O T A L D E G E R A Ç Ã O ( U S $ / M W h)
10%, 25 anos
3
2,55
2,26
33,18
34,75
31,25
32,82
30,00
31,57
1,94
28,62
30,20
Anexo VI
169
PREÇO DO COMB. (US$/MBTU)
PROCESSO
CCTG (60 bar)
CCTG (60 bar)
PREÇO DO COMB. (US$/MBTU)
PROCESSO
CCTG (60 bar)
CCTG (60 bar)
CUSTO TOTAL DE GERAÇÃO (US$/MW h)
15%, 20 anos
3
2,55
2,26
40,96
43,24
41,31
41,31
40,06
40,06
CUSTO TOTAL DE GERAÇÃO (US$/MW h)
20%, 15 anos
3
2,55
2,26
49,45
52,50
50,57
50,57
49,32
49,32
1,94
38,68
38,68
1,94
47,94
47,94
DADOS PARA O GRÁFICO - GRUPO DE INDS. INTEGRADAS SELECIONADAS
PREÇO DO GÁS(US$/MMBTU)
CUSTO TOTAL DE GERAÇÃO(US$/MWh)
10%,25 Anos
10%,25 Anos
15%,20 Anos
15%,20 Anos
20%,15 Anos
20%,15 Anos
3
2,55
2,26
1,94
33,18
34,75
40,96
43,24
49,45
52,50
31,25
32,82
41,31
41,31
50,57
50,57
30,00
31,57
40,06
40,06
49,32
49,32
28,62
30,20
38,68
38,68
47,94
47,94
Anexo VI
170
171
CUSTO TOTAL DE
GERAÇÀO (US$/MWh)
CUSTO TOTAL DE GERAÇÃO DE ELETRICIDADE - IND.
KLABIN DE PAPEL E CELULOSE
60,00
50,00
40,00
30,00
20,00
10,00
0,00
3
2,55
2,26
1,94
PREÇO DO GÁS NATURAL (US$/MBTU)
10%,25 Anos
15%,20 Anos
10%,25 Anos
20%,15 Anos
15%,20 Anos
20%,15 Anos
Anexo VI
172
171
Anexo VII
ATIVIDADES SILVICULTURAIS
1. Introdução
A divisão florestal da Klabin tem como objetivo básico suprir as
necessidades de matéria-prima (madeira) da Indústria de Celulose, bem como
de biomassa para geração de energia.
As operações de produção florestal, vão desde o melhoramento
genético de plantas à produção de mudas, preparo do solo, plantio, colheita da
floresta e transporte da madeira.
O trabalho de pesquisa florestal tem como objetivo o desenvolvimento
de estudos visando a formação de florestas mais produtivas e de melhor
qualidade, através de:
. obtenção e adequação de novas tecnologias;
. obtenção de dados e acompanhamento do crescimento da floresta;
. equilíbrio ambiental da floresta.
2. Pesquisa Florestal
A pesquisa está concentrada nas seguintes áreas:
2.1. Melhoramento Florestal
O
melhoramento
florestal
inclui
o
melhoramento
das
técnicas
silviculturais de colheita da madeira visando aumentar a produtividade em
madeira e reduzir os custos operacionais.
Se baseia na seleção de novas espécies/procedências/progênies e
clones de melhor qualidade e produtividade, através do estabelecimento de
experimentos de campo, na produção e disponibilização de sementes e clones
172
melhorados, na polinização controlada e hibridação e em estudos de qualidade
da madeira.
2.1.1. Viveiro Setorizado
É utilizado um processo de reprodução em viveiro, que é uma parte
delimitada de terreno onde se concentram todas as operações e cuidados
especiais para a produção de mudas. A produção de mudas em embalagens
individuais (tubetes) garante uma maior sobrevivência das plantas no campo.
Atualmente a empresa é auto-suficiente em sementes e material de
propagação vegetativa, além de comercializar sementes melhoradas de Pinus
e Eucalyptus para a região sul do Brasil.
A produção de mudas, início fundamental para a instalação de uma
floresta de alto rendimento, é realizada em um viveiro florestal setorizado,
moderno, com capacidade de produção de 15 milhões de mudas, por semente,
por ano e 2 milhões de mudas de estacas por ano, utilizando sementes e
clones melhorados. As sementes são colhidas em pomares próprios e o
material de vegetativo de clones selecionados e testados.
Para a produção de mudas de alta qualidade, através de sementes ou
de estaquia (macropropagação), a empresa utiliza substrato adequado,
adubações, tratamentos fitossanitários, irrigações extremamente cuidadosas e
um rigoroso controle de qualidade desde a semeadura (mecânica, com a
utilização de um semeador automático) até o encaixotamento das mudas.
Atualmente 15% das mudas utilizadas nos plantios são obtidas por
estaquia, sendo que esta participação será aumentada , atingindo 50%.
A clonagem também vem sendo desenvolvida em laboratório, desde
1.986, utilizando-se a técnica de micropropagação para eucaliptos. Atualmente,
a técnica está dominada, tendo o laboratório capacidade para a produção anual
de 100 mil mudas micropropagadas.
Para se alcançar os objetivos esperados com o melhoramento florestal e
a clonagem, foi necessário desenvolver conjuntamente as áreas de manejo,
solos e ambiente.
173
2.1.2. Preparo do Solo
O preparo do solo para plantio é realizado após a elaboração de um
projeto que estabelece as operações a serem utilizadas no terreno, em função
das condições edafoclimáticas, abrangendo malha viária, talhonamento
(divisão da área a ser plantada em talhões) e distribuição adequada das
espécies. De acordo com esse projeto, as estradas são locadas de maneira a
proporcionar melhores condições para evitar a erosão e o talhonamento é
realizado respeitando-se as condições topográficas, edáficas, climáticas e
operacionais.
O preparo
do solo é imprescindível para fornecer condições para o
plantio e posterior estabelecimento das mudas no campo, e resume-se na
descompactação na linha de plantio, realizada com ripper (sulcador, para
descompactação do solo).
O conhecimento sobre solos teve uma evolução significativa com o início
do projeto de levantamento semi-detalhado de solos. Através deste projeto,
está sendo possível ampliar os conhecimentos desta área, através da
caracterização química, física e topoclimática dos solos, estando 60% do
patrimônio de terras da empresa coberto por este levantamento.
A eliminação da vegetação competidora e o revolvimento da camada
superficial do solo, favorece o crescimento da muda através de uma expansão
mais livre de sua copa e raízes.
2.1.3. Plantio
Antes do plantio é realizado um controle químico de ervas daninhas,
combate às formigas cortadeiras e uma correção dos sítios mais pobres, com
aplicação de cinzas de biomassa. A fertilização com NPK é efetuada após o
plantio para garantir o arranque inicial das plantas. O plantio é realizado de
forma orientada nos dias chuvosos ou com irrigação em dias secos.
O espaçamento do plantio varia com a característica do material
genético a ser utilizado, a finalidade do uso da madeira e a rotação pretendida.
174
De um modo geral são utilizados espaçamentos de 6,25 a 9,00 m2 , por planta.
Ainda na fase de implantação são realizados tratos culturais para
eliminação de ervas daninhas. Geralmente é utilizado o controle químico para
essa operação.
Para o Eucaliptus é utilizado um zoneamento, onde espécies como o E.
dunnii, mais tolerantes ao frio, porém mais exigentes quanto à fertilidade do
solo, são plantadas em solos mais férteis, enquanto que o E. grandis e o E.
saligna, menos exigentes, podem ser plantados em locais menos férteis, porém
com menos probalidade de ocorrência de geadas fortes, pois não resistem ao
frio.
Após o revolvimento do solo são abertas as covas e/ou sulcos de plantio
à espaçamentos pré-estabelecidos de modo a cultivar 1.500 a 2.000
plantas/ha.
Após o plantio as mudas são periodicamente capinadas, em função da
necessidade, até que atinjam de 3 a 5 metros de altura, o que ocorre com
aproximadamente 1 ano de idade.
Após esse período e até a época da colheita só há preocupação com o
controle de formigas cortadeiras (saúvas) e proteção contra eventuais
incêndios.
2.1.4. Colheita
Quando a floresta atinge a idade de 6 a 7 anos ela deverá ser colhida. O
corte das árvores é feito com auxílio de moto-serras, por pessoal previamente
treinado para a operação, e por cortadeiras mecânicas, que além de cortar
ainda descascam a árvore no próprio local.
A empresa utiliza técnicas avançadas de colheita florestal, investindo
maciçamente no treinamento da mão-de-obra e na utilização de equipamentos
modernos, como processadores para o corte e para o arraste das árvores.
É ponto de destaque a abertura e conservação de estradas, garantindo
o trabalho mesmo nas condições adversas de grandes precipitações
pluviométricas.
175
A árvore após derrubada é seccionada em toretes de 2,40 m de
comprimento, os quais são carregados mecanicamente até os caminhões que
os transportam para a fábrica.
A distância média ponderada de transporte de madeira para a fábrica é
de 32,7 km.
Após a colheita, as florestas de eucalipto se regeneram naturalmente
através da brotação dos tocos remanescentes, por até três cortes.
2.1.5. Reflorestamento
Os reflorestamentos na Klabin estão sendo implantados de acordo com
a capacidade do uso da terra, ou seja, os solos que apresentam limitações
muito severas, como alta declividade, perigo de erosão, pedregosidade, baixa
capacidade de armazenamento de água são mantidas com vegetação natural.
Os reflorestamentos propriamente ditos, utilizando-se práticas simples
de conservação, estão nas áreas de declividade moderada, pouco profundas,
baixa capacidade de armazenamento de água, baixa fertilidade, sendo terras
com usos limitados para as demais culturas agrícolas. As atividades relativas
ao reflorestamento são desenvolvidas de acordo com as normas de
conservação do solo e proteção ambiental.
O ciclo médio das florestas de Eucaliptus manejadas para celulose é de
21 anos, com cortes rasos a intervalos de 7 anos. No manejo para serraria são
utilizadas rotações de 20 anos, onde são adotados 2 desbastes intermediários
e desramas, que visam abrir espaços para o crescimento das árvores, evitando
a competição por luz e nutrientes e produzir madeira livre de nós.
Para Pinus, o ciclo varia de 20 a 25 anos com 2 a 4 desbastes
intermediários, onde a madeira dos primeiros desbastes é utilizada para a
produção de celulose e a madeira do corte final é utilizada para serraria.
São realizadas duas desramas, a primeira aos 4 e a segunda aos 7
anos, visando produzir madeira de qualidade, livre de nós, para utilização em
serraria e laminação. A Klabin tem atualmente 24.700 ha desramados.
Para Araucária, o ciclo é de 40 anos, com 5 a 6 desbastes
176
intermediários e 3 desramas aos 6, 11 e 16 anos.
2.2. Biotecnologia
É a área da pesquisa que trabalha no desenvolvimento de técnicas de
micropropagação e estaquia de Pinus e Eucaliptos, para a reprodução de
sementes.
2.3. Estatística e Inventário
Nessa área é monitorado o crescimento e desenvolvimento das florestas
visando quantificar a matéria-prima florestal existente para o uso em
planejamento e prognose.
2.4. Solos e Nutrição
A atividade nesta área é descrever, classificar e mapear os solos;
caracterizar o clima; e estabelecer recomendações específicas para o
planejamento racional do uso das terras.
2.5. Ambiência
Esta área atua na recuperação e conservação da fauna e flora da
região; em estudos científicos nos ecossistemas e em programas de educação
ambiental.
2.6. Tecnologia da Madeira
Esse segmento desenvolve
produtos sólidos e o uso múltiplo da
madeira de eucalipto; caracterização físico-mecânica dos materiais disponíveis
na Fazenda Monte Alegre; divulgação e treinamento (assistência técnica de
utilização da madeira de Pinus e Eucalipto junto a clientes da empresa -
177
serrarias, laminadoras, moveleiros, etc.)
2.7. Preservação Permanente
Aqui são programadas atividades de recuperação e manejo da fauna
silvestre, numa área de 82.000 ha de florestas nativas preservadas.
A Klabin mantém convênios e intercâmbio técnico-científico com
Universidades e Instituições de Pesquisa, do Brasil e do Exterior, como a USP,
UFPr, IPEF, UFS Carlos, IPEF, EMBRAPA, CAMCORE (USA), FRI (Nova
Zelândia), CSIRO (Austrália), etc.
3. Dados Relativos à Floresta
A Klabin possui na região de Telêmaco Borba, no Paraná:
3.1. Área Bruta: 222.790 ha
. 126.737,00 ha em área da Fazenda Monte Alegre
. 80.417,90 ha em outras propriedades
. 15.635,20 ha em áreas arrendadas
3.2. Área Plantada:
. 69.847,90 ha na Fazenda Monte Alegre
. 44.816,20 ha em outras propriedades
.
8.455,10 ha em áreas arrendadas
. 123.119,20 ha de área reflorestada total com:
178
. Araucária angustifolia
7,23%
. Pinus elelliottii
13,45%
. Pinus taeda
52,24%
. Eucalyptus spp
26,00%
. outras espécies
1,06%
3.3. Fomento:
. 5.470,00 ha de empreendimento:
. 3.319,2 ha de Pinus spp
. 2.150,8 ha de Eucalyptus spp
. 2.768,5 ha de mudas vendidas
. 4.120,5 ha de mudas doadas (via EMATER)
4. Principais Atividades:
4.1.
Programa atual de reflorestamento:
.
.
4.200,0 ha de área média própria plantada nos últimos 15 anos
550,0 ha de área de terceiros média dos últimos 5 anos
. 140.000,0 ha de área total estimada para o ano 2000
Colheita (produção anual de madeira própria):
4.2.
. 1.849.752,08 t de madeira para celulose/papel
4.3.
.
145.521,57 t de madeira para combustível
.
458.078,87 t de madeira para serraria
Produção de sementes:
14.000 árvores selecionadas para produção de sementes de Pinus
3.500 kg/ano de sementes:
3.000 kg/ano de Pinus elliotti
500 kg/ano de Pinus taeda
kg/ano de sementes comercializadas
179
4.4.
Produção de mudas:
Capacidade média anual : 15.000.000
14.000.000 em 1 viveiro setorizado
1.000.000 em 1 viveiro estaquia
Superfícies de canteiros: 5.537 m
5. Proteção Florestal
Na área de proteção florestal, a empresa possui um sistema de
prevenção e combate a incêndios florestais composta de 20 torres de
vigilância, equipadas com rádios e ligadas diretamente ao Comando Central, e
para o combate, conta com 9 caminhões bombeiro, totalmente equipados e 68
pontos de abastecimento de água.
6. Mão-de-obra
Os trabalhos são realizados com mão-de-obra qualificada, baseada em
treinamento de pessoal e cursos de especialização.
Existe a mão-de-obra não qualificada para as tarefas mais simples
relacionadas com a silvicultura.
No de empregados total:
2.354
No de operários rurais:
1.597
Pessoal de escritório, técnicos e operacionais:
Engenheiros
737
20
7. Biodiversidade
O incremento médio anual para as duas principais culturas, o Pinus e o
Eucalyptus, que são de 28 e 38 m3, de madeira sólida com casca por ha/ano,
respectivamente.
Considerando que em média o Pinus gera 17% de casca e o Eucalipto
13%, disponibiliza-se aproximadamente 30.000 t de casca/mês para ser
180
utilizada como combustível na caldeira de biomassa. Como complemento para
a geração de vapor ainda são utilizados em média 12.000 t/mês de cavaco
originado basicamente de Eucalipto.
Essa área de florestas plantadas representa a maior cobertura vegetal
contínua do Paraná. É um grande cinturão verde que protege o patrimônio
ambiental da empresa, constituído por 82.000 ha de matas nativas,
rigorosamente preservadas.
Da integração entre florestas plantadas, plantas exóticas e centenas de
espécies naturais que integram a sua fauna, surgiu um santuário ecológico
riquíssimo e condições ideais para a preservação da biodiversidade.
A flora local é composta de mais de 130 espécies arbóreas pertencentes
a mais de 40 diferentes famílias, destacando-se o pinheiro-do-Paraná, a
peroba, a cerejeira, as canelas, o tarumã, o alecrim, a caviúna, entre outras.
Esta riqueza não se caracteriza apenas pelas árvores de grande porte,
mas também por uma infinidade de espécies de menor porte, como as
bromélias , orquídeas, samambaias, gramíneas e espécies arbustivas que
formam o sub-bosque.
Estas características do meio ambiente proporcionam uma significativa
riqueza de habitats para a fauna e contribuem para a manutenção da
biodiversidade animal ao longo da área. Nos levantamentos da avifauna, foram
identificados, até o momento, 282 espécies de aves, número que indica o alto
grau de biodiversidade existente, situando-se no nível das melhores áreas já
levantadas em outras partes do país. Quanto aos mamíferos, existem na
Klabin, 9 das 59 espécies brasileiras ameaçadas de extinção, entre as quais o
lobo-guará, a suçuarana, tamanduá-bandeira e gato-do-mato.
Na área da Klabin, as matas naturais interligadas favorecem a autosustentabilidade das populações de animais e plantas.
A empresa desenvolve um programa de educação ambiental,
abrangendo escolas de 1º e 2º graus da região, sendo de elevado alcance,
cumprindo duplo papel: promover a conscientização da comunidade, para os
aspectos ambientais e funcionando como ferramenta interna da empresa no
sentido de divulgação das atividades florestais dentro de um enfoque
181
econômico e conservacionista
bastante abrangente. Nesta área, merece
destaque especial, o Centro de Interpretação da Natureza, que conta com a
área de atividades técnicas e escolares, museu, trilha de interpretação e
criadouro de animais silvestres. Em 1994, foram recebidos cerca de 16.500
visitantes entre particulares (visitas da comunidade nos finais de semana),
escolares e outros (Universidades, do exterior, outras empresas, etc.).
A Klabin desenvolve um programa social para cerca de 3 mil
funcionários e seus familiares, produzindo efeitos benéficos para toda a região.
O programa habitacional mantido em 5 núcleos florestais é de boa
qualidade, quer pelo padrão das casas, quer pela infra-estrutura necessária à
vida comunitária, tais como: sistema de água e esgoto, posto de saúde,
supermercado, igreja, clube, etc. O sistema de educação é desenvolvido, com
manutenção de escolas nas comunidades florestais, além de creches.
Na área de saúde, existe um programa de atendimento médico,
odontológico, social e de alimentação aos trabalhadores e seus dependentes.
Desenvolve um programa de fitoterapia (produção de medicamentos a partir de
plantas), desde 1984, contando com um laboratório de alto padrão. Atualmente,
os produtos fitoterápicos são utilizados em cerca de 65% dos atendimentos
médicos realizados, sob a forma pura ou associada a quimioterápicos,
representando uma economia de 63% no custo do tratamento. As plantas
medicinais obtidas na região são transformadas em diversos medicamentos,
nas quais diversas apresentações, tais como: chás. cremes, pomadas, tinturas,
shampoos, xaropes, etc.
Desse complexo florestal a empresa ainda extrai insumos que
sustentam a produção científica de medicamentos fitoterápicos, que buscam
tratamentos mais inócuos e com menores custos, utilizados com sucesso em
seu programa de atendimento médico-social, que beneficia mais de 20.000
pessoas, entre funcionários e dependentes.
A empresa é a maior financiadora da execução do projeto técnico
“Aspectos da Fauna e Flora da Bacia do Rio Tibagi”, de autoria da
Universidade Estadual de Londrina, que visa à recuperação e preservação
ambiental do Rio Tibagi. A empresa destinou US$ 1 milhão para esse projeto.
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