Universidade Federal do Rio de Janeiro
APROVEITAMENTO ENERGÉTICO DE RESÍDUOS AGRÍCOLAS – O CASO DA
AGROELETRICIDADE DISTRIBUÍDA
Luiz Gustavo Silva de Oliveira
2011
APROVEITAMENTO ENERGÉTICO DE RESÍDUOS AGRICOLAS – O CASO DA
AGROELETRICIDADE DISTRIBUÍDA
Luiz Gustavo Silva de Oliveira
Dissertação
de
Mestrado
apresentada
ao
Programa de Pós-graduação em Planejamento
Energético, COPPE, da Universidade Federal do
Rio de Janeiro, como parte dos requisitos
necessários à obtenção do título de Mestre em
Planejamento Energético.
Orientador: Alexandre Salem Szklo.
Rio de janeiro
Dezembro de 2011
APROVEITAMENTO ENERGÉTICO DE RESÍDUOS AGRICOLAS – O CASO DA
AGROELETRICIDADE DISTRIBUÍDA
Luiz Gustavo Silva de Oliveira
DISSERTAÇÃO SUBMETIDA AO CORPO DOCENTE DO INSTITUTO ALBERTO
LUIZ COIMBRA DE PÓS-GRADUAÇÃO E PESQUISA DE ENGENHARIA
(COPPE) DA UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE
DOS REQUISITOS NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE MESTRE
EM CIÊNCIAS EM PLANEJAMENTO ENERGÉTICO.
Examinada por:
____________________________________
Prof. Alexandre Salem Szklo, D.Sc.
____________________________________
Prof. Roberto Schaeffer D.Sc.
____________________________________
Dr. Luciano Basto Oliveira D.Sc.
____________________________________
Prof. Luiz Augusto Horta Nogueira D.Sc.
RIO DE JANEIRO, RJ - BRASIL
DEZEMBRO DE 2011
Oliveira, Luiz Gustavo Silva de
Aproveitamento energético de resíduos agrícolas – O caso da
agroeletricidade distribuída / Luiz Gustavo Silva de Oliveira – Rio
de Janeiro: UFRJ,COPPE, 2011.
XIX, 282 p.: il.; 29,7 cm.
Orientador: Alexandre Salem Szklo
Dissertação (mestrado) – UFRJ/ COPPE/ Programa de
Planejamento Energético, 2011.
Referencias Bibliográficas: p. 188-209.
1. Biomassa. 2. Resíduos Agrícolas. 3. Agroeletricidade. 4.
Geração Distribuída. 5. Análise de Viabilidade. I. Szklo, Alexandre
Salem. II. Universidade Federal do Rio de Janeiro, COPPE, Programa
de Planejamento Energético. III. Título.
iii
“O que é próprio do saber não é ver nem demonstrar, mas é interpretar”
Michel Foucault
iv
AGRADECIMENTOS
Agradeço ao Prof. Dr. Alexandre S. Szklo, pela correção na orientação, atenção e
incentivo, e principalmente pela paciência nas diversas fases no decorrer deste trabalho.
Sempre entendendo e aceitando meus diferentes pontos.
Aos ilustres membros da Banca, por terem aceitado o convite para a sua composição e
pelos seus preciosos comentários para a melhoria deste trabalho.
Agradeço a Dalkia, em especial ao Francisco Dal Rio, que me incentivou e liberou no início
da Jornada, e ao Luis Fernando, que desde o início esteve disposto a me ajudar e ensinar,
assim como a equipe de estudos.
Agradeço a EPE pela liberação em oportunidades que precisei e por me proporcionar uma
ótica diferente de análise.
Agradeço a todos os amigos da EPE, Dalkia, PPE, UFF, Niterói, Bahiense e da vida
(dos mais recentes aos mais antigos), que entenderam que a ausência é só momentânea e
que sem dúvida, de uma forma ou de outra contribuíram.
A todos que contribuíram direta ou indiretamente para a realização deste trabalho,
saibam que tenho boa memória.
Agradeço à minha coisinha a compreensão, nem sempre consciente e nem sempre
compreensiva, aos momentos de ausência (muitas vezes não física).
Agradeço aos meus irmãos, que mesmo nos momentos de briga (agora muitas vezes
física) me ensinaram muito.
Por último, e mais importante, agradeço a minha mãe, Marilda, que graças ao seu
esforço vital conseguiu seguir em frente e educar seus filhos de maneira sem igual e a
quem devo tudo que sou hoje. Principal referência de minha história.
v
Resumo da Dissertação apresentada à COPPE/UFRJ como parte dos requisitos
necessários para a obtenção do grau de Mestre em Ciências (M.Sc.)
APROVEITAMENTO ENERGÉTICO DE RESÍDUOS AGRICOLAS – O CASO DA
AGROELETRICIDADE DISTRIBUÍDA
Luiz Gustavo Silva de Oliveira
Dezembro / 2011
Orientador:
Alexandre Salem Szklo
Programa:
Planejamento Energético
A grande produção agrícola brasileira tem como consequência uma grande
produção de resíduos, assim a análise de aproveitamento energético destes resíduos se
apresenta como questão relevante no cenário brasileiro. Esta dissertação teve como
objetivo principal verificar a viabilidade de um caso específico de aproveitamento
energético destes resíduos, a produção de eletricidade distribuída.
A verificação de viabilidade foi realizada através da análise de competitividade
dos custos da eletricidade produzida, até o ano de 2030, em diferentes situações; leilões,
autoprodução e comercialização no mercado. Além disto, para esta análise, foram
selecionadas seis rotas tecnológicas e cinco casos específicos. Os resultados mostraram
que a agroeletricidade ainda é dependente de incentivos e condições especificas, como
um alto fator de capacidade associado a um baixo custo logístico da biomassa, para que
seja viável.
Outro resultado deste trabalho foi a identificação de propostas de viabilização
em três grandes eixos, à luz de experiências internacionais e da realidade brasileira:
análise do potencial e desenvolvimento tecnológico; análise de viabilidade para casos
específicos e desenvolvimento de capacidade técnica local; e por último,
desenvolvimento da cadeia da agroeletricidade associada a implementação do potencial.
vi
Por fim, este trabalho também pode ser entendido como uma proposta de
abordagem metodológica inicial para a definição de análise de potencias e definições de
programas específicos para a agroeletricidade.
vii
Abstract of Dissertation presented to COPPE/UFRJ as a partial fulfillment of the
requirements for the degree of Master of Science (M.Sc.)
ENERGY EXPLOITATION OF AGRI-RESIDUES – CASE STUDY OF
DISTRIBUTED AGRI-ELECTRICITY
Luiz Gustavo Silva de Oliveira
December / 2011
Advisor:
Alexandre Salem Szklo
Department: Energy Planning
The great Brazilian agricultural production has resulted in a large production of
waste and the analysis of energy use of these wastes is presented as relevant issue.
Regard that, the main goal of work is to verify the feasibility of a energy use of theses
wastes in particular case, distributed electricity.
Feasibility analysis was performed by cost competitiveness between electricity
produced by the year 2030 and different situations as auctions, self-production and
trading in spot market. Moreover, the analyses were collected from six technological
routes and five specific cases. Results showed that agrielectricity is still dependent on
specific conditions and incentives, such as a high capacity factor associated with a low
cost logistics of biomass to reach feasibility.
Identification of three main groups of proposals also is another important of this
work. It was built in the light of international experiences and the Brazilian specific
reality, the three mains axes are: potential analysis and technological research and
development, specific cases feasibility analysis and local expertise development; and
finally, agrielectricity chain development linked to implementation of the potential.
Finally, this work can also be understood as proposal for a methodological approach for
defining potential analysis and definitions of specific programs for agroeletricidade on
an initial basis.
viii
SUMÁRIO
1 INTRODUÇÃO
1.1
1.2
1.3
1.4
1.5
O CONEXTO DOS RESÍDUOS AGRÍCOLAS NO BRASIL
O CONTEXTO DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
DELIMITAÇÃO DO ESCOPO E OBJETIVO DO TRABALHO
BREVE REVISÃO DA LITERATURA
ESTRUTURA DO TRABALHO
1
5
7
9
13
15
2 CARACTERIZAÇÃO DAS CULTURAS E RESÍDUOS
17
2.1 CARACTERISTICAS DAS CULTURAS
2.1.1 ALGODÃO HERBÁCEO
2.1.2 ARROZ
2.1.3 MILHO
2.1.4 SOJA
2.2 CARACTERIZAÇÃO DOS RESÍDUOS
2.2.1 ALGODÃO
2.2.2 ARROZ
2.2.3 MILHO
2.2.4 SOJA
19
23
28
32
34
37
40
41
42
43
3 CARACTERIZAÇÃO TECNOLÓGIA PARA GERAÇÃO ELÉTRICA A PARTIR DE BIOMASSA
44
3.1 DEFINIÇÃO DAS ROTAS TECNOLÓGICAS
3.1.1 METODOLOGIA DE SELEÇÃO
3.2 CARACTERIZAÇÃO TECNOLÓGICA
3.2.1 TECNOLOGIAS DE BENEFICIAMENTO
3.2.1.1 SECAGEM
3.2.1.2 REDUÇÃO GRANULOMÉTRICA
3.2.1.3 DENSIFICAÇÃO
3.2.1.4 PELETIZAÇÃO
3.2.2 TECNOLOGIAS DE CONVERSÃO DA BIOMASSA
3.2.2.1 CALDEIRAS
3.2.2.2 GASIFICADORES
3.2.3 TECNOLOGIAS DE GERAÇÃO DE ENERGIA ÉLETRICA
3.2.3.1 GRUPOS MOTORES-GERADORES
3.2.3.2 TURBINA A GÁS-GERADOR
3.2.3.3 TURBINA A VAPOR-GERADOR
3.2.4 EQUIPAMENTOS AUXILIARES
45
45
49
49
50
51
51
51
53
54
55
60
60
61
62
63
4 PRODUÇÃO AGRÍCOLA E DE RESÍDUOS – HISTÓRICO, SITUAÇÃO ATUAL E PROJEÇÕES
64
4.1 PRODUÇÃO – HISTÓRICO E PROJEÇÕES
4.1.1 ALGODÃO HERBÁCEO
4.1.2 ARROZ
65
65
66
ix
4.1.3 MILHO
4.1.4 SOJA
4.2 QUANTIDADE, LOCALIZAÇÃO E DIPONIBILIDADE DOS RESÍDUOS
4.3 DISTRIBUIÇÃO ANUAL DOS RESÍDUOS
68
70
72
79
5 METODOLOGIA UTILIZADA
85
5.1 QUESTÃO LOGÍSTICA DA BIOENERGIA
5.2 METODOLOGIA
5.2.1 METODOLOGIA PARA O CUSTO LOGÍSTICO
5.2.2 METODOLOGIA PARA A GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA
5.2.2.1 BENEFICIAMENTO DA BIOMASSA
5.2.2.2 GASIFICAÇÃO
5.2.2.3 CICLOS A VAPOR
5.2.2.4 MOTOR DE COMBUSTÃO
5.2.2.5 CICLO COMBINADO
5.2.3 METODOLOGIA PARA OS CUSTOS DA AGROELETRICIDADE
85
91
92
95
96
96
97
98
99
100
6 CARACTERIZAÇÃO DOS CASOS DE ESTUDO
106
6.1
6.2
6.3
6.4
6.5
107
113
117
121
125
CASO A – MICRORREGIÃO DE TOLEDO – PR
CASO B –MICRORREGIÃO DE UBERABA – MG
CASO C – MICRORREGIÃO DE SANTA MARIA DA VITÓRIA – BA
CASO D – MICRORREGIÃO DE CAMPANHA OCIDENTAL - RS
CASO E – MICRORREGIÃO DE ALTO TELES PIRES - MT
7 APRESENTAÇÃO E ANÁLISE DOS RESULTADOS
130
7.1 APRESENTAÇÃO DOS DADOS DE SIMULAÇÃO
7.1.1 DADOS DAS ROTAS TECNOLÓGICAS
7.1.2 CUSTOS DA BIOMASSA
7.1.3 DADOS FINANCEIROS
7.1.4 OUTRAS PREMISSAS
7.2 APRESENTAÇÃO DOS RESULTADOS DA SIMULAÇÃO
7.2.1 MICRORREGIÃO DE TOLEDO – PR
7.2.2 MICRORREGIÃO DE UBERABA – MG
7.2.3 MICRORREGIÃO DE SANTA MARIA DA VITÓRIA – BA
7.2.4 MICRORREGIÃO DE CAMPANHA OCIDENTAL – RS
7.2.5 MICRORREGIÃO DE ALTO TELES PIRES – MT
7.3 ANÁLISES DE SENSIBILIDADES
7.3.1 RESULTADOS DAS SENSIBILIDADES
7.4 CONCLUSÕES
130
130
133
134
134
136
137
142
145
148
151
154
157
159
8 VIABILIZAÇÃO DA AGROELETRICIDADE DISTRIBUÍDA NO BRASIL
161
8.1 SITUAÇÃO BRASILEIRA
8.1.1 AGRICULTURA
8.1.2 ENERGIA RENOVÁVEL E BIOELETRICIDADE
8.1.3 COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA E GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
162
162
162
165
x
8.2 EXPERIÊNCIAS INTERNACIONAIS COM RESÍDUOS AGRÍCOLAS
8.2.1 CHINA
8.2.2 ÍNDIA
8.2.3 OUTRAS EXPERIÊNCIAS
8.3 BARREIRAS À AGROELETRICIDADE DISTRIBUÍDA
8.4 PROPOSTAS
8.4.1 MECANISMOS PROPOSTOS
8.4.2 PROPOSTA ESTRATÉGICA PARA A AGROELETRICIDADE DISTRIBUÍDA
167
167
169
170
170
172
173
175
9 CONSIDERAÇÕES FINAIS
178
9.1 SUGESTÕES PARA TRABALHOS FUTUROS
184
REFERÊNCIAS
186
ANEXO I – MAPAS DAS MICRORREGIÕES
208
ANEXO II – RESULTADOS COMPLETOS DAS SIMULAÇÕES
211
ANEXO III – RESULTADOS DAS SENSIBILIDADES
241
xi
LISTA DE FIGURAS
FIGURA 1 – CLASSIFICAÇÃO DA BIOMASSA UTILIZADA _______________________________________ 6
FIGURA 2 – ESTRUTURA DO TRABALHO __________________________________________________ 15
FIGURA 3 – REPRESENTAÇÃO DA CADEIA DO AGRONEGÓCIO_________________________________ 20
FIGURA 4 – FLOR DE ALGODÃO _________________________________________________________ 26
FIGURA 5 – PLANTAÇÃO DO ALGODÃO E RESÍDUOS ________________________________________ 26
FIGURA 6 – TIPOS DE ARROZ ___________________________________________________________ 29
FIGURA 7 – GRÃO DE ARROZ ___________________________________________________________ 30
FIGURA 8 – ESPIGAS, CAULES E FOLHAS| _________________________________________________ 33
FIGURA 9 – SOJA NO CAMPO ___________________________________________________________ 36
FIGURA 10 – ROTAS TECNOLÓGICAS PARA GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA SELECIONADAS _______ 48
FIGURA 11 – GASIFICADORES DE LEITO FIXO ______________________________________________ 58
FIGURA 12 – GASIFICADORES DE LEITO FLUIDIZADO ________________________________________ 60
FIGURA 13 – FLUXOGRAMA LOGÍSTICO GENÉRICO _________________________________________ 86
FIGURA 14 – CADEIA LOGÍSTICA BÁSICA __________________________________________________ 90
FIGURA 15 – MAPA RODOVIÁRIO DA MICRORREGIÃO DE TOLEDO. ___________________________ 112
FIGURA 16 – MAPA RODOVIÁRIO DA MICRORREGIÃO DE UBERABA __________________________ 116
FIGURA 17 – MAPA RODOVIÁRIO DA MICRORREGIÃO DE SANTA MARIA DA VITÓRIA ____________ 120
FIGURA 18 – MAPA RODOVIÁRIO DE CAMPANHA OCIDENTAL _______________________________ 124
FIGURA 19 – MAPA RODOVIÁRIO DE ALTO TELES PIRES ____________________________________ 128
FIGURA 20 – MODELO INSTITUCIONAL PARA COMERCILIZAÇÃO DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO __ 165
FIGURA 21 – PROPOSTA DE IMPLEMENTAÇÃO DE UM PROGRAMA PARA AGROELETRICIDADE ____ 177
FIGURA 22 – MAPA DA MICRORREGIÃO DE TOLEDO/PR ____________________________________ 208
FIGURA 23 – MAPA DA MICRORREGIÃO DE UBERABA/MG __________________________________ 208
FIGURA 24 – MAPA DA MICRORREGIÃO DE SANTA MARIA DA VITÓRIA/BA ____________________ 209
FIGURA 25 – MAPA DA MICRORREGIÃO DE CAMPANHA OCIDENTAL/RS ______________________ 209
FIGURA 26 – MAPA DA MICRORREGIÃO DE ALTO TELES PIRES/MT ___________________________ 210
xii
LISTA DE TABELAS
TABELA 1 – LEVANTAMENTO DA LITERATURA _____________________________________________ 14
TABELA 2 – CLASSIFICAÇÃO DO ARROZ ___________________________________________________ 29
TABELA 3 – COMPOSIÇÃO DOS RESÍDUOS DO ALGODÃO ____________________________________ 40
TABELA 4 – COMPOSIÇÃO DA PALHA DE ARROZ ___________________________________________ 41
TABELA 5 – COMPOSIÇÃO DA CASCA DE ARROZ ____________________________________________ 42
TABELA 6 – COMPOSIÇÃO DA PALHA DE MILHO ___________________________________________ 42
TABELA 7 – COMPOSIÇÃO DA PALHA DE SOJA _____________________________________________ 43
TABELA 8 – TIPOS DE FORNALHA RECOMENDADOS POR TIPO DE COMBUSTÍVEL _________________ 55
TABELA 9 – HISTÓRICO DE PRODUÇÃO DE ALGODÃO _______________________________________ 65
TABELA 10 – PROJEÇÕES DE PRODUÇÃO DE ALGODÃO ______________________________________ 66
TABELA 11 – HISTÓRICO DE PRODUÇÃO DE ARROZ _________________________________________ 67
TABELA 12 – PROJEÇÕES DA PRODUÇÃO DE ARROZ ________________________________________ 68
TABELA 13 – HISTÓRICO DE PRODUÇÃO DE MILHO _________________________________________ 69
TABELA 14 – PROJEÇÕES DA PRODUÇÃO DE MILHO ________________________________________ 70
TABELA 15 – HISTÓRICO DA PRODUÇÃO DE SOJA __________________________________________ 71
TABELA 16 – PROJEÇÕES DA PRODUÇÃO DE SOJA __________________________________________ 72
TABELA 17 – RESÍDUOS DE ALGODÃO ____________________________________________________ 75
TABELA 18 – PALHA DE ARROZ __________________________________________________________ 76
TABELA 19 – CASCA DE ARROZ __________________________________________________________ 77
TABELA 20 – PALHA DE MILHO __________________________________________________________ 78
TABELA 21 – PALHA DE SOJA ___________________________________________________________ 79
TABELA 22 – SAZONALIDADE DA PRODUÇÃO DE ALGODÃO __________________________________ 80
TABELA 23 – SAZONALIDADE DA PRODUÇÃO DE ARROZ _____________________________________ 81
TABELA 24 – SAZONALIDADE DA PRODUÇÃO DE MILHO 1ª SAFRA ____________________________ 82
TABELA 25 – SAZONALIDADE DA PRODUÇÃO DE MILHO 2º SAFRA ____________________________ 83
TABELA 26 – SAZONALIDADE DA PRODUÇÃO DE SOJA ______________________________________ 84
TABELA 27 – CUSTOS LOGÍSTICOS TÍPICOS ________________________________________________ 93
TABELA 28 - CUSTOS DE TRANSPORTE RODOVIÁRIO NO BRASIL DE PRODUTOS AGRÍCOLAS EM 2010.94
TABELA 29 – CUSTOS DE CONEXÃO _____________________________________________________ 104
TABELA 30 – CARACTERÍSTICAS SOCIOECONÔMICAS DA MICRORREGIÃO DE TOLEDO – PR ________ 107
TABELA 31 – PRODUÇÃO DE RESÍDUOS NA MICRORREGIÃO DE TOLEDO _______________________ 109
TABELA 32 – TARIFAS DE DISTRIBUIÇÃO COPEL ___________________________________________ 110
TABELA 33 – CUSTOS LOGÍSTICOS MICRORREGIÃO DE TOLEDO ______________________________ 113
TABELA 34 – CARACTERÍSTICAS SOCIOECONÔMICAS DA MICRORREGIÃO DE UBERABA – MG _____ 113
TABELA 35 – PRODUÇÃO DE RESÍDUOS NA MICRORREGIÃO DE UBERABA _____________________ 114
TABELA 36 – TARIFAS DE DISTRIBUIÇÃO CEMIG ___________________________________________ 115
xiii
TABELA 37 - TABELA _________________________________________________________________ 117
TABELA 38– CARACTERÍSTICAS SOCIOECONÔMICAS DA MICRORREGIÃO DE SANTA MARIA DA VITÓRIA
– BA ______________________________________________________________________________ 117
TABELA 39– PRODUÇÃO DE RESÍDUOS MICRORREGIÃO DE SANTA MARIA DA VITÓRIA __________ 118
TABELA 40– TARIFAS DE DISTRIBUIÇÃO COELBA __________________________________________ 119
TABELA 41– CUSTO LOGÍSTICO DA BIOMASSA NA MICRORREGIÃO DE SANTA MARIA DA VITÓRIA _ 121
TABELA 42– CARACTERÍSTICAS SOCIOECONÔMICAS DA MICRORREGIÃO DE CAMPANHA OCIDENTAL –
RS ________________________________________________________________________________ 121
TABELA 43– PRODUÇÃO DE RESÍDUOS DA MICRORREGIÃO DE CAMPANHA OCIDENTAL __________ 122
TABELA 44– TARIFAS DE DISTRIBUIÇÃO AES SUL __________________________________________ 123
TABELA 45 – CUSTO LOGÍSTICO INICIAL DA BIOMASSA NA MICRORREGIÃO DE CAMPANHA OCIDENTAL
__________________________________________________________________________________ 124
TABELA 46– CARACTERÍSTICAS SOCIOECONÔMICAS DA MICRORREGIÃO DE ALTO TELES PIRES – MT 125
TABELA 47– PRODUÇÃO DE RESÍDUOS EM ALTO TELES PIRES ________________________________ 126
TABELA 48– TARIFAS DE DISTRIBUIÇÃO CEMAT ___________________________________________ 127
TABELA 49– CUSTO LOGÍSTICO INICIAL DA BIOMASSA NA MICRORREGIÃO DE ALTO TELES PIRES __ 128
TABELA 50– DADOS TECNOLÓGICOS UTILIZADOS NA SIMULAÇÃO ____________________________ 133
TABELA 51– CUSTOS DE BIOMASSA POR MICRORREGIÃO ___________________________________ 133
TABELA 52– TARIFAS MÉDIAS DE DISTRIBUIÇÃO NA MICRORREGIÃO DE TOLEDO/PR ____________ 138
TABELA 53– COMPETITIVIDADE DA AGROELETRICIDADE NA MICRORREGIÃO DE TOLEDO/PR _____ 140
TABELA 54– TARIFAS MÉDIAS DE DISTRIBUIÇÃO NA MICRORREGIÃO DE UBERABA/MG __________ 142
TABELA 55 – COMPETITIVIDADE DA AGROELETRICIDADE NA MICRORREGIÃO DE UBERABA/MG ___ 144
TABELA 56 – TARIFAS MÉDIAS DE DISTRIBUIÇÃO NA MICRORREGIÃO DE SANTA MARIA DA
VITÓRIA/BA ________________________________________________________________________ 145
TABELA 57 – COMPETITIVIDADE DA AGROELETRICIDADE NA MICRORREGIÃO DE SANTA MARIA DA
VITÓRIA/BA ________________________________________________________________________ 147
TABELA 58– TARIFAS MÉDIAS DE DISTRIBUIÇÃO NA MICRORREGIÃO DE CAMPANHA OCIDENTAL/RS
__________________________________________________________________________________ 148
TABELA 59– COMPETITIVIDADE DA AGROELETRICIDADE NA MICRORREGIÃO DE CAMPANHA
OCIDENTAL/RS ______________________________________________________________________ 150
TABELA 60– TARIFAS MÉDIAS DE DISTRIBUIÇÃO NA MICRORREGIÃO DE ALTO TELES PIRES/MT ___ 151
TABELA 61 – COMPETITIVIDADE DA AGROELETRICIDADE NA MICRORREGIÃO DE UBERABA/MG ___ 153
TABELA 62 TIPOS DE CONSUMIDORES LIVRES. ____________________________________________ 166
TABELA 63 - ROTA 1 – RESULTADOS COMPLETOS PARA MICRORREGIÃO DE TOLEDO/PR _________ 211
TABELA 64 - ROTA 2 – RESULTADOS COMPLETOS PARA MICRORREGIÃO DE TOLEDO/PR _________ 212
TABELA 65 - ROTA 3 – RESULTADOS COMPLETOS PARA MICRORREGIÃO DE TOLEDO/PR _________ 213
TABELA 66 - ROTA 4 – RESULTADOS COMPLETOS PARA MICRORREGIÃO DE TOLEDO/PR _________ 214
TABELA 67 - ROTA 5 – RESULTADOS COMPLETOS PARA MICRORREGIÃO DE TOLEDO/PR _________ 215
xiv
TABELA 68 - ROTA 6 – RESULTADOS COMPLETOS PARA MICRORREGIÃO DE TOLEDO/PR _________ 216
TABELA 69 - ROTA 1 – RESULTADOS COMPLETOS PARA MICRORREGIÃO DE UBERABA/MG _______ 217
TABELA 70 - ROTA 2 – RESULTADOS COMPLETOS PARA MICRORREGIÃO DE UBERABA/MG _______ 218
TABELA 71 - ROTA 3 – RESULTADOS COMPLETOS PARA MICRORREGIÃO DE UBERABA/MG _______ 219
TABELA 72 - ROTA 4 – RESULTADOS COMPLETOS PARA MICRORREGIÃO DE UBERABA/MG _______ 220
TABELA 73 - ROTA 5 – RESULTADOS COMPLETOS PARA MICRORREGIÃO DE UBERABA/MG _______ 221
TABELA 74 - ROTA 6 – RESULTADOS COMPLETOS PARA MICRORREGIÃO DE UBERABA/MG _______ 222
TABELA 75 - ROTA 1 – RESULTADOS COMPLETOS PARA MICRORREGIÃO DE SANTA MARIA DA
VITÓRIA/BA ________________________________________________________________________ 223
TABELA 76 - ROTA 2 – RESULTADOS COMPLETOS PARA MICRORREGIÃO DE SANTA MARIA DA
VITÓRIA/BA ________________________________________________________________________ 224
TABELA 77 - ROTA 3 – RESULTADOS COMPLETOS PARA MICRORREGIÃO DE SANTA MARIA DA
VITÓRIA/BA ________________________________________________________________________ 225
TABELA 78 - ROTA 4 – RESULTADOS COMPLETOS PARA MICRORREGIÃO DE SANTA MARIA DA
VITÓRIA/BA ________________________________________________________________________ 226
TABELA 79 - ROTA 5 – RESULTADOS COMPLETOS PARA MICRORREGIÃO DE SANTA MARIA DA
VITÓRIA/BA ________________________________________________________________________ 227
TABELA 80 - ROTA 6 – RESULTADOS COMPLETOS PARA MICRORREGIÃO DE SANTA MARIA DA
VITÓRIA/BA ________________________________________________________________________ 228
TABELA 81 - ROTA 1 – RESULTADOS COMPLETOS PARA MICRORREGIÃO DE CAMPANHA
OCIIDENTAL/RS _____________________________________________________________________ 229
TABELA 82 - ROTA 2 – RESULTADOS COMPLETOS PARA MICRORREGIÃO DE CAMPANHA
OCIIDENTAL/RS _____________________________________________________________________ 230
TABELA 83 - ROTA 3 – RESULTADOS COMPLETOS PARA MICRORREGIÃO DE CAMPANHA
OCIIDENTAL/RS _____________________________________________________________________ 231
TABELA 84 - ROTA 4 – RESULTADOS COMPLETOS PARA MICRORREGIÃO DE CAMPANHA
OCIIDENTAL/RS _____________________________________________________________________ 232
TABELA 85 - ROTA 5 – RESULTADOS COMPLETOS PARA MICRORREGIÃO DE CAMPANHA
OCIIDENTAL/RS _____________________________________________________________________ 233
TABELA 86 - ROTA 6 – RESULTADOS COMPLETOS PARA MICRORREGIÃO DE CAMPANHA
OCIIDENTAL/RS _____________________________________________________________________ 234
TABELA 87 - ROTA 1 – RESULTADOS COMPLETOS PARA MICRORREGIÃO DE ALTO TELES PIRES/MT _ 235
TABELA 88 - ROTA 2 – RESULTADOS COMPLETOS PARA MICRORREGIÃO DE ALTO TELES PIRES/MT _ 236
TABELA 89 - ROTA 3 – RESULTADOS COMPLETOS PARA MICRORREGIÃO DE ALTO TELES PIRES/MT _ 237
TABELA 90 - ROTA 4 – RESULTADOS COMPLETOS PARA MICRORREGIÃO DE ALTO TELES PIRES/MT _ 238
TABELA 91 - ROTA 5 – RESULTADOS COMPLETOS PARA MICRORREGIÃO DE ALTO TELES PIRES/MT _ 239
TABELA 92 - ROTA 6 – RESULTADOS COMPLETOS PARA MICRORREGIÃO DE ALTO TELES PIRES/MT _ 240
xv
TABELA 93 – SENSIBILIDADE NO INVESTIMENTO ATRAVÉS DA APRENDIZAGEM NA MICRORREGIÃO DE
TOLEDO/PR ________________________________________________________________________ 241
TABELA 94– SENSIBILIDADE NO INVESTIMENTO ATRAVÉS DA APRENDIZAGEM NA MICRORREGIÃO DE
UBERABA/MG ______________________________________________________________________ 242
TABELA 95 – SENSIBILIDADE NO INVESTIMENTO ATRAVÉS DA APRENDIZAGEM NA MICRORREGIÃO DE
SANTA MARIA DA VITÓRIA/BA ________________________________________________________ 243
TABELA 96 – SENSIBILIDADE NO INVESTIMENTO ATRAVÉS DA APRENDIZAGEM NA MICRORREGIÃO DE
CAMPANHA OCIDENTAL/RS ___________________________________________________________ 244
TABELA 97 – SENSIBILIDADE NO INVESTIMENTO ATRAVÉS DA APRENDIZAGEM NA MICRORREGIÃO DE
ALTO TELES PIRES/MT ________________________________________________________________ 245
TABELA 98– SENSIBILIDADE NEGATIVA NA TAXA DE JUROS NA MICRORREGIÃO DE TOLEDO/PR ___ 246
TABELA 99– SENSIBILIDADE NA NEGATIVA TAXA DE JUROS NA MICRORREGIÃO DE UBERABA/MG _ 247
TABELA 100– SENSIBILIDADE NA NEGATIVA TAXA DE JUROS NA MICRORREGIÃO DE SANTA MARIA DA
VITÓRIA/BA ________________________________________________________________________ 248
TABELA 101– SENSIBILIDADE NEGATIVA NA TAXA DE JUROS NA MICRORREGIÃO DE CAMPANHA
OCIDENTAL/RS ______________________________________________________________________ 249
TABELA 102 – SENSIBILIDADE NEGATIVA NA TAXA DE JUROS NA MICRORREGIÃO DE ALTO TELES
PIRES/MT __________________________________________________________________________ 250
TABELA 103 – SENSIBILIDADE POSITIVA NA TAXA DE JUROS NA MICRORREGIÃO TOLEDO/PR _____ 251
TABELA 104 – SENSIBILIDADE POSITIVA NA TAXA DE JUROS NA MICRORREGIÃO UBERABA/MG ___ 252
TABELA 105 – SENSIBILIDADE POSITIVA NA TAXA DE JUROS NA MICRORREGIÃO SANTA MARIA DA
VITÓRIA/BA ________________________________________________________________________ 253
TABELA 106 – SENSIBILIDADE POSITIVA NA TAXA DE JUROS NA MICRORREGIÃO CAMPANHA
OCIDENTAL/RS ______________________________________________________________________ 254
TABELA 107 – SENSIBILIDADE POSITIVA NA TAXA DE JUROS NA MICRORREGIÃO ALTO TELES PIRES/MT
__________________________________________________________________________________ 255
TABELA 108 – SENSIBILIDADE NEGATIVA NA TIR NA MICRORREGIÃO DE TOLEDO/PR ____________ 256
TABELA 109 – SENSIBILIDADE NEGATIVA NA TIR NA MICRORREGIÃO DE UBERABA/MG __________ 257
TABELA 110 – SENSIBILIDADE NEGATIVA NA TIR NA MICRORREGIÃO DE SANTA MARIA DA VITÓRIA/BA
__________________________________________________________________________________ 258
TABELA 111 – SENSIBILIDADE NEGATIVA NA TIR NA MICRORREGIÃO DE CAMPANHA OCIDENTAL/RS
__________________________________________________________________________________ 259
TABELA 112 – SENSIBILIDADE NEGATIVA NA TIR NA MICRORREGIÃO DE ALTO TELES PIRES/MT ___ 260
TABELA 113 – SENSIBILIDADE POSITIVA NA TIR NA MICRORREGIÃO DE TOLEDO/PR _____________ 261
TABELA 114 – SENSIBILIDADE POSITIVA NA TIR NA MICRORREGIÃO DE UBERABA/MG ___________ 262
TABELA 115 – SENSIBILIDADE POSITIVA NA TIR NA MICRORREGIÃO DE SANTA MARIA DA VITÓRIA/BA
__________________________________________________________________________________ 263
TABELA 116 – SENSIBILIDADE POSITIVA NA TIR NA MICRORREGIÃO DE CAMPANHA OCIDENTAL/RS 264
xvi
TABELA 117 – SENSIBILIDADE POSITIVA NA TIR NA MICRORREGIÃO DE ALTO TELES PIRES/MT ____ 265
TABELA 118 – SENSIBILIDADE NO PERCENTUAL FINANCIÁVEL NA MICRORREGIÃO DE TOLEDO/PR _ 266
TABELA 119 – SENSIBILIDADE NO PERCENTUAL FINANCIÁVEL NA MICRORREGIÃO DE UBERABA/MG267
TABELA 120 – SENSIBILIDADE NO PERCENTUAL FINANCIÁVEL NA MICRORREGIÃO DE SANTA MARIA DA
VITÓRIA/BA ________________________________________________________________________ 268
TABELA 121 – SENSIBILIDADE NO PERCENTUAL FINANCIÁVEL NA MICRORREGIÃO DE CAMPANHA
OCIDENTAL/RS ______________________________________________________________________ 269
TABELA 122 – SENSIBILIDADE NO PERCENTUAL FINANCIÁVEL NA MICRORREGIÃO DE ALTO TELES
PIRES/MT __________________________________________________________________________ 270
TABELA 123 – SENSIBILIDADE NO CUSTO LOGÍSTICO NA MICRORREGIÃO DE TOLEDO/PR _________ 271
TABELA 124 – SENSIBILIDADE NO CUSTO LOGÍSTICO NA MICRORREGIÃO DE UBERABA/MG_______ 272
TABELA 125 – SENSIBILIDADE NO CUSTO LOGÍSTICO NA MICRORREGIÃO DE SANTA MARIA DA
VITÓRIA/BA ________________________________________________________________________ 273
TABELA 126 – SENSIBILIDADE NO CUSTO LOGÍSTICO NA MICRORREGIÃO DE CAMPANHA
OCIDENTAL/RS ______________________________________________________________________ 274
TABELA 127 – SENSIBILIDADE NO CUSTO LOGÍSTICO NA MICRORREGIÃO DE ALTO TELES PIRES/MT 275
TABELA 128 – SENSIBILIDADE NOS CUSTOS DE CONEXÃO MICRORREGIÃO DE TOLEDO/PR ________ 276
TABELA 129 – SENSIBILIDADE NOS CUSTOS DE CONEXÃO NA MICRORREGIÃO DE UBERABA/MG __ 277
TABELA 130 – SENSIBILIDADE NOS CUSTOS DE CONEXÃO NA MICRORREGIÃO DE SANTA MARIA DA
VITÓRIA/BA ________________________________________________________________________ 278
TABELA 131 – SENSIBILIDADE NOS CUSTOS DE CONEXÃO NA MICRORREGIÃO DE CAMPANHA
OCIDENTAL/RS ______________________________________________________________________ 279
TABELA 132 – SENSIBILIDADE NOS CUSTOS DE CONEXÃO NA MICRORREGIÃO DE ALTO TELES PIRES/MT
__________________________________________________________________________________ 280
xvii
LISTA DE GRÁFICOS
GRÁFICO 1 - MATRIZ DE CONSUMO FINAL - PARTICIPAÇÃO DE FONTES 1970 _____________________ 2
GRÁFICO 2 - MATRIZ DE CONSUMO FINAL - PARTICIPAÇÃO DE FONTES 2010 _____________________ 2
GRÁFICO 3 – EVOLUÇÃO DA PARTICIPAÇÃO DA BIOMASSA NA MATRIZ DE CONSUMO FINAL DO BRASIL
____________________________________________________________________________________ 3
GRÁFICO 4 – PROJEÇÃO DA MATRIZ DE CONSUMO FINAL – PARTICIPAÇÃO DE FONTES – 2020 ______ 4
GRÁFICO 5–EVOLUÇÃO DOS FATORES DE CAPACIDADE POR ROTA NA MICRORREGIÃO DE TOLEDO/PR
__________________________________________________________________________________ 138
GRÁFICO 6– EVOLUÇÃO DA PRODUÇÃO DE AGROELETRICIDADE POR ROTA NA MICRORREGIÃO DE
TOLEDO/PR ________________________________________________________________________ 139
GRÁFICO 7–EVOLUÇÃO DOS FATORES DE CAPACIDADE POR ROTA NA MICRORREGIÃO DE
UBERABA/MG ______________________________________________________________________ 142
GRÁFICO 8– EVOLUÇÃO DA PRODUÇÃO DE AGROELETRICIDADE POR ROTA NA MICRORREGIÃO DE
UBERABA/MG ______________________________________________________________________ 143
GRÁFICO 9–EVOLUÇÃO DOS FATORES DE CAPACIDADE POR ROTA NA MICRORREGIÃO DE SANTA
MARIA DA VITÓRIA/BA _______________________________________________________________ 145
GRÁFICO 10– EVOLUÇÃO DA PRODUÇÃO DE AGROELETRICIDADE POR ROTA NA MICRORREGIÃO DE
SANTA MARIA DA VITÓRIA/BA ________________________________________________________ 146
GRÁFICO 11 – EVOLUÇÃO DOS FATORES DE CAPACIDADE POR ROTA NA MICRORREGIÃO DE
CAMPANHA OCIDENTAL/RS ___________________________________________________________ 149
GRÁFICO 12 – EVOLUÇÃO DA PRODUÇÃO DE AGROELETRICIDADE POR ROTA NA MICRORREGIÃO DE
CAMPANHA OCIDENTAL/RS ___________________________________________________________ 149
GRÁFICO 13 – EVOLUÇÃO DOS FATORES DE CAPACIDADE POR ROTA NA MICRORREGIÃO DE ALTO
TELES PIRES/MT _____________________________________________________________________ 152
GRÁFICO 14– EVOLUÇÃO DA PRODUÇÃO DE AGROELETRICIDADE POR ROTA NA MICRORREGIÃO DE
ALTO TELES PIRES/MT ________________________________________________________________ 152
xviii
LISTA DE EQUAÇÕES
EQUAÇÃO 1 – CÁLCULO DO PCS A PARTIR DA ANÁLISE ELEMENTAR. RETIRADA DE L. WILSON ET AL.
(2011) ______________________________________________________________________________ 39
EQUAÇÃO 2 - CÁLCULO DO PCS A PARTIR DA ANÁLISE ELEMENTAR. RETIRADA DE CORTEZ, LORA E
GOMÉZ (2008) _______________________________________________________________________ 39
EQUAÇÃO 3 – CÁLCULO DO PCS A PARTIR DA ANÁLISE ELEMENTAR. RETIRADA DE DEMIRBAS (1997) 39
EQUAÇÃO 4 – CÁLCULO DO PCS A PARTIR DA ANÁLISE IMEDIATA. RETIRADA DE DEMIRBAS (1997) _ 39
EQUAÇÃO 5 – CÁLCULO DO PCS A PARTIR DA ANÁLISE IMEDIATA. RETIRADA DE DEMIRBAS (1997) _ 39
EQUAÇÃO 6 – CÁCULO DO PCI A PARTIR DO PCS ___________________________________________ 40
EQUAÇÃO 7 – PRODUÇÃO DE PELLETS ___________________________________________________ 96
EQUAÇÃO 8 – PRODUÇÃO DE GÁS COMBUSTÍVEL __________________________________________ 97
EQUAÇÃO 9 – PCI MÉDIO ______________________________________________________________ 97
EQUAÇÃO 10 – PRODUÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA A PARTIR DE CICLOS A VAPOR ________________ 97
EQUAÇÃO 11 – PRODUÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA A PARTIR DE GRUPOS MOTOGERADORES ______ 98
EQUAÇÃO 12 – PRODUÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA A PARTIR DE CICLOS COMBINADOS ____________ 99
EQUAÇÃO 13 – CUSTO DA AGROELETRICIDADE ___________________________________________ 100
EQUAÇÃO 14 – CUSTO DE CAPITAL ANUALIZADO _________________________________________ 102
EQUAÇÃO 15 – EQUAÇÃO DE REDUÇÃO DE CUSTO POR APRENDIZADO TECNOLÓGICO___________ 155
xix
1 INTRODUÇÃO
A biomassa foi durante a maior parte da história da humanidade a principal fonte
primária de energia para as atividades humanas, porquanto somente a partir das revoluções
industriais que ela foi substituída, primeiro pelo carvão e depois pelo petróleo, perdendo o
status de principal fonte primária. Contudo a biomassa ainda representou quase 12% do
consumo final mundial de energia em 2008 (IEA, 2011).
Atualmente, com a temática de mudanças climáticas em foco, a biomassa tem
adquirido papel relevante na questão de mitigação de emissões de gases de efeito estufa,
com aplicações potenciais diversas; desde controle de desmatamento e reflorestamento,
até a produção de biocombustíveis avançados. Outro ponto a favor da biomassa é s sua
disponibilidade em todas as partes do mundo, obviamente em escalas e qualidades
diversas.
O uso da biomassa energética pode ser classificado em dois grandes grupos: a
biomassa tradicional e a biomassa moderna. A biomassa tradicional é a denominação dada
para todo tipo de biomassa que é originária de desmatamento sem controle ou que tem sua
conversão através de processos extremamente ineficientes, já a biomassa moderna pode
ser denominada como toda a biomassa produzida de maneira sustentável, excluindo a
biomassa tradicional (GOLDEMBERG e COELHO 2004). Já para Karekezi et al (2004) o
uso da biomassa pode ser classificado em três grupos, biomassa tradicional, biomassa
aprimorada e biomassa moderna, devendo haver um esforço na transição do uso da
biomassa tradicional para a biomassa moderna. Ainda segundo os mesmo autores a
biomassa tradicional é aquela não processada, de baixo custo, de baixa eficiência, que
contribui para o desmatamento e que apresenta grandes impactos como a poluição
atmosférica local. Já a biomassa aprimorada é a biomassa que utiliza tecnologias mais
eficientes de conversão diminuindo os impactos negativos; e, por último, a biomassa
moderna utiliza processo de tratamento da biomassa, tecnologias avançadas, reduz
1
significativamente os impactos negativos da biomassa tradicional e gera mais empregos;
contudo apresenta altos custos, sendo esta última característica uma das principais
barreiras a ser superada. O Brasil apresenta historicamente grande participação da
biomassa em sua matriz energética, com um claro movimento de saída da biomassa
tradicional para a biomassa moderna, como os gráficos a seguir ilustram.
GRÁFICO 1 - MATRIZ DE CONSUMO FINAL - PARTICIPAÇÃO DE FONTES 1970
Fonte: EPE (2011b)
GRÁFICO 2 - MATRIZ DE CONSUMO FINAL - PARTICIPAÇÃO DE FONTES 2010
Fonte: EPE (2011b)
2
GRÁFICO 3 – EVOLUÇÃO DA PARTICIPAÇÃO DA BIOMASSA NA MATRIZ DE
CONSUMO FINAL DO BRASIL
Fonte: EPE (2011b)
Os gráficos acima mostram uma clara redução do uso da biomassa tradicional e um
aumento da biomassa moderna, evidenciado pela perda da participação do consumo de
lenha e pelo ganho de participação do etanol e do bagaço de cana1. Obviamente há a
utilização de outros tipos de biomassa, como a lixívia e o carvão vegetal, representados no
gráfico, além de outras não representadas, por serem de menor expressão. A biomassa
moderna vem ganhando espaço considerável nas matrizes de diversos países, tanto na
forma de combustíveis para geração de energia elétrica, quanto principalmente na forma
de biocombustíveis líquidos em complemento ou substituição aos derivados do petróleo.
Neste ponto o Brasil é um dos principais atores e conta com vasta experiência, destacando
também que esta é uma tendência que deve continuar na matriz energética brasileira, como
mostra o gráfico a seguir.
1
Importa destacar que não houve uma substituição da biomassa tradicional pela biomassa moderna.
3
GRÁFICO 4 – PROJEÇÃO DA MATRIZ DE CONSUMO FINAL – PARTICIPAÇÃO DE
FONTES – 2020
Matriz de consumo final - Participação de fontes - 2020
GÁS NATURAL
CARVÃO MINERAL
3%
11%
16%
1%
2%
DERIVADOS DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL
COQUE DE CARVÃO MINERAL
8%
LENHA
36%
2%
PRODUTOS DA CANA
13%
CARVÃO VEGETAL
5%
3%
ETANOL
OUTRAS FONTES PRIMÁRIAS
GÁS DE COQUERIA
ELETRICIDADE
Fonte: EPE (2011a)
Outra definição importante é a de sistemas agrícola-energéticos integrados (IFES)2,
sistemas que integram sistemas produtivos agrícolas com sistemas de agroenergia. Os
IFES são, na definição de Sachs (1991), como exposto em Bogdanski et al (2010),
sistemas agrícolas projetados para a integração e intensificação da produção simultânea
agrícola e energética em possuem duas classificações por tipos:
Sistemas tipo 1; que são sistemas de produção agrícola e de energia na
mesma terra, através da produção de múltiplas culturas;
Sistemas tipo 2; que são sistemas que buscam otimizar a utilização da
biomassa através da integração de diferentes sistemas, energéticos ou
agropecuários, e da utilização de tecnologias de conversão da biomassa.
A análise da agroeletricidade distribuída3 sob a ótica de IFES se torna interessante
devido à escala de trabalho e a da natureza descentralizada.
2
Adaptado do inglês Integrated Food Energy Systems (IFES).
Agroeletricidade distribuída é a produção descentralizada de eletricidade tendo como fonte resíduos
agropecuários. Esta definição será melhor detalhada ao longo do trabalho.
3
4
Dentro desta característica de transição, em que há uma necessidade de alteração
de caminho em direção a uma economia menos intensiva em carbono e mais renovável, é
interessante entender a biomassa, e em particular a agroenergia, como um vetor de
transição na forma conceituada por Szklo e Schaeffer (2006), e também como uma
variável estratégica, como descrito para o caso da cogeração em Szklo e Tolmasquim
(2001). A transformação da agroenergia em um vetor de transição e uma variável
estratégica deve ser feita com o entendimento mais amplo de possibilidades que o
aproveitamento energético de resíduos agrícolas pode gerar para os sistemas energéticos,
econômicos, políticos e sócio-culturais locais.
1.1 O CONEXTO DOS RESÍDUOS AGRÍCOLAS NO BRASIL
A enorme produção agrícola brasileira tem como consequência direta a produção
de resíduos na mesma ordem de grandeza. Diversos estudos abarcam a questão da
utilização energética de resíduos agrícolas, podem ser citados como principais as duas
edições do Plano Nacional da Agroenergia (MAPA, 2005 e 2006), o Atlas de Bioenergia
do Brasil desenvolvido pelo CENBIO (SUANI ET AL 2008), e mais recentemente o Plano
Nacional de Resíduos Sólidos (MMA, 2011), ainda em consulta pública.
Estes trabalhos evidenciam o potencial energético dos resíduos agrícolas, além de
traçarem estratégias e pontuarem as principais barreiras para a implementação e o baixo
aproveitamento do mesmo. Além disto, estes documentos expõem a variedade de fontes de
resíduos sendo estes resíduos da agricultura, de diversas culturas, da pecuária, da
silvicultura, e das indústrias de beneficiamento, como a indústria de alimentos e bebidas,
papel e celulose, e madeireira e moveleira.
Há diferentes classificações para a biomassa, como evidenciado em Cortez, Lora e
Gómez (2008) e McKendry (2002a). A classificação, em geral, é feita a partir de um caso
específico estudado o que leva a erro de interpretações, como mostra S.V. Vassilev et al.
5
(2010). Por este motivo a classificação utilizada neste trabalho é uma classificação geral,
de acordo com a origem da biomassa e diversidade biológica e suas respectivas
subclassificações. O diagrama a seguir expõe esta classificação destacando que tipo de
biomassa será estudada neste trabalho.
Figura 1 – Classificação da biomassa utilizada
Fonte: Elaboração própria adaptado de S.V. Vassilev et al. (2010)
Os resíduos agrícolas são os resíduos oriundos da fase agrícola do cultivo de
determinada espécie, ou seja, os resíduos produzidos no campo. Já os resíduos
agroindustriais, são resultantes do beneficiamento industrial da biomassa. A fronteira deste
trabalho será estes dois tipos de resíduos, os agrícolas e os agroindustriais.
MMA (2011) classifica ainda os resíduos em dois grandes grupos; orgânicos e
inorgânicos, sendo estes últimos resíduos decorrentes da utilização de produtos
manufaturados nas atividades agrosilvopastoris.
6
Neste trabalho será abordada somente a dimensão da agricultura, algumas culturas
especificamente, como serão detalhadas no segundo capítulo, e da indústria de
beneficiamento, em alguns casos também específicos.
1.2 O CONTEXTO DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
A proposta desta dissertação de avaliar o potencial de geração de eletricidade dos
resíduos agrícolas conduz naturalmente a uma análise da geração distribuída, dada a
característica dispersa da produção destes resíduos. Assim, há a necessidade de
contextualizar a geração distribuída, entendendo as principais vantagens, desvantagens e
condicionantes para o investimento e inserção da mesma nos sistemas elétricos.
Primeiro é preciso definir a geração distribuída (GD), todavia não há uma
definição consolidada. Assim, esta é classificada em diferentes dimensões, principalmente,
por localização e capacidade. O CIGRÉ4 define geração distribuída como uma geração
com capacidade máxima entre 50 e 100 MW, conectada à rede de distribuição e não
planejada nem despachada de maneira centralizada; já o IEEE5 a define como a geração
suficientemente menor que a geração centralizada de maneira que a conexão pode ser feita
perto da carga. (Pepermans et al 2005)
Para o caso brasileiro, o PRODIST6 define geração distribuída como centrais de
qualquer potência conectadas à rede de distribuição, operando de forma isolada ou em
paralelo e despachadas ou não de maneira centralizada. Já o decreto 5.163/2004 a define
como geradores conectados à rede de distribuição, excluindo hidrelétricas com potência
superior a 30MW e termelétricas, cogeração incluída, abaixo de 75% de eficiência
(considerando-se aqui a eficiência de 1ª Lei, e os produtos do sistema sendo eletricidade e
calor útil). Para o caso das termelétricas a biomassa não há este limite de 75% de
4
Conseil International des Grande Réseaux Électriques
Institute of Electrical and Electronic Engineers
6
Procedimentos de Distribuição, Disponível em: http://www.aneel.gov.br/area.cfm?idArea=82&idPerfil=2.
5
7
eficiência. Vale destacar que, na definição do decreto 5.163/2004, somente é considerada
como geração distribuída aquela que tem como fonte de energia uma fonte incentivada.7.
Como o escopo do trabalho aborda a questão de usos de resíduos agrícolas, que nos termos
legais é uma fonte incentivada, a definição dada pelo decreto é suficiente.
Há ainda a possibilidade de classificar a GD de acordo com seus esquemas de
produção de energia, estes podem ser divididos nos seguintes grupos: GD tradicional, que
é a geração que atende cargas não atendidas pelas redes de distribuição; GD de ponta, que
são esquemas que atendem somente a demanda de ponta; GD de emergência ou reserva,
que são esquemas que aumentem a confiabilidade do fornecimento para determinadas
cargas; GD baseados em unidades de cogeração, que geram duas ou mais formas de
energia útil, a partir de uma única fonte; unidades de multigeração, esquemas que são
extensão dos esquemas de cogeração; e unidades de microgeração, esquemas com escalas
menores que 1MW, definições que vão de encontro às realizadas por Carley (2009).
A experiência brasileira com GD, até recentemente, pode ser considerada como
sendo a experiência de autoprodução e produção independente de alguns setores
industriais, como o setor de papel e celulose, o setor de siderurgia, o setor sucroalcooleiro,
na maioria dos casos através de unidades de cogeração (LORA e HADDAD, 2006). Mas
recentemente, a partir das duas últimas reformas do setor elétrico de 1995 e 2004, houve
um interesse maior pela GD ocasionado pelo novo ambiente regulatório, pelo crescimento
marginal da necessidade de térmicas no sistema e pelo desenvolvimento e barateamento de
tecnologias8. Todavia, não houve um aumento relevante da participação da GD. A
7
Fonte incentivada tem sua definição dada pela lei nº 9.427/1996 e pela resolução normativa da ANEEL
077/2004. A fonte incentivada, como definida na lei e na resolução tem o direito a alguns incentivos, sendo
o principal o desconto nas tarifas de utilização dos sistemas de distribuição e transmição, TUSD e TUST.
8
Podem ser incluídas nestes grupos tecnologias de turbinas e microturbinas a gás, aerogeradores, painéis
fotovoltaicos e tecnologias de conversão e integração. (TOLMASQUIM ET AL 2003)
8
autoprodução aumentou a participação no consumo final de energia elétrica de 9,4% em
1970 para 14% em 2010, saindo de 3.709GWh para 63.704GWh9 (EPE, 2011b).
El-Khattam e Salama (2004) e Pepermans et al (2005) enumeram algumas
vantagens da utilização da GD: aumento da confiabilidade de fornecimento para
consumidores, aumento da qualidade de energia a partir da melhoria do perfil dos níveis
de tensão, possibilidade de gerenciamento da ponta, possibilidade de redução de custos de
expansão, redução dos custos de transmissão e distribuição de eletricidade, postergação e
descentralização de investimentos, muito mais viável economicamente para atendimento
de cargas remotas, e diversificação da matriz energética.
1.3 DELIMITAÇÃO DO ESCOPO E OBJETIVO DO TRABALHO
A partir das discussões expostas anteriormente juntamente com a grande recente
expansão da produção agrícola brasileira (IBGE, 2011), torna-se importante a análise de
viabilidade do aproveitamento energético de resíduos agrícolas. Nesse contexto, este
trabalho busca avaliar o potencial de competição da eletricidade de resíduos agrícolas,
agroeletricidade, utilizados de maneira distribuída no Brasil.
A relevância do tema também pode ser evidenciada através das diversas ações do
governo brasileiro em promover a agroenergia em suas diferentes formas. Duas
importantes ações foram: a publicação do Plano Nacional da Agroenergia, em duas
edições a primeira em 2005 e a segunda em 2006, e a criação da Embrapa Agroenergia,
após o primeiro plano (MAPA 2005; MAPA, 2006). A publicação dos planos tinha como
objetivo criar um conjunto de diretrizes nacionais para o aproveitamento da agroenergia.
A primeira edição do plano identifica as principais linhas de pesquisas que serão
seguidas dentro da agroenergia, destacando: o etanol de primeira geração10; o biodiesel;
biogás, a partir de resíduos da pecuária e vinhaça; a biomassa florestal, enfatizando o uso
9
Neste montante está incluída a chamada autoprodução transportada, que não pode ser considerada como
geração distribuída.
10
Para discussão entre biocombustiveis de primeira e segunda geração ver Suurs e Hekkert (2009), Sims et
al (2010) e Naik et al (2010).
9
carvão vegetal; resíduos agropecuários e florestais, focando na geração elétrica; além de
análises sobre a geração de energia elétrica a partir da biomassa, mercado de carbono e
biomassa; e montagens das linhas de pesquisas. A segunda edição apresenta uma
abordagem diferente, com foco principal nas diretrizes para as pesquisas relacionadas à
agroenergia, destacando a criação da Embrapa Agroenergia. A Embrapa agroenergia é
criada com o intuito de alcançar os diversos desafios nos campos da pesquisa,
desenvolvimento e implementação das tecnologias necessárias para tal, aproveitando o
“know-how” adquirido pela Embrapa.
Contudo, no âmbito da agroeletricidade, foco deste trabalho, a publicação do plano
não alterou os “status quo” da situação vigente no Brasil. Como o plano também não
tinha metas definidas, o acompanhamento da evolução da agroeletricidade também não foi
implementado.
Importa ainda destacar que a principal fonte de agroeletricidade no Brasil é o
bagaço da cana-de-açúcar, devido à grande produção da cultura para produção de etanol,
consequente produção deste resíduo e independência energética das destilarias (WALTER,
2010). Mesmo a eletricidade derivado do bagaço da cana-de-açúcar ainda encontra
algumas barreiras para maior penetração na matriz elétrica brasileira (CASTRO ET AL
2008) . A partir desta experiência com a agroeletricidade do bagaço de cana, é possível
entender melhor os mercados potenciais, bem como as principais barreiras e entraves para
a viabilização da agroeletricidade. Ainda a respeito da cultura da cana-de-açúcar, cabe
destacar que recentemente outro resíduo agrícolas da cana vêm sendo largamente
estudados para geração de energia elétrica, a palha11.
A escolha do aproveitamento através da energia elétrica foi ainda motivada pela
crescente necessidade de térmicas no sistema elétrico nacional, perda da capacidade de
armazenamento dos reservatórios hídricos, ainda haver necessidade de eletrificação em
11
É importante destacar que para a palha de cana não somente o uso como fonte de energia elétrica vem
sendo estudado, como também como possível fonte de etanol celulósico, exemplos podem ser vistos em
Seabra (2008) e Dantas (2010).
10
áreas sem acesso a rede12, existência de um potencial imenso para bioenergia dada a
capacidade agrícola brasileira, além de uma ampla experiência brasileira no
aproveitamento da bioenergia13.
Por último, a escolha desta dissertação pela avaliação da competitividade de
geração de eletricidade por resíduos agrícolas e agroindustriais 14 é justificada pela forte
expansão da agricultura brasileira, e consequente expansão na produção de resíduos; pela
possibilidade de aumento da renda e desenvolvimento no campo e em áreas rurais,
podendo ser um grande vetor de transformações socioeconômicas. Ainda, dado o caráter
situacional e ao mesmo tempo multilateral desta agroeletricidade, como apresentado por
Souza (2010), e entendendo o contexto de transição, não somente nas dimensões
econômica, energética e ambiental, mas também social e geopolítica, a escolha por
aproveitamento dos resíduos agrícolas se torna uma questão intrinsecamente interessante
para o cenário brasileiro.
Outros dois pontos a favor da análise do aproveitamento dos resíduos agrícolas são
que não há a necessidade da expansão do uso de áreas para cultivo da biomassa. Os
resíduos são subprodutos da agricultura e de sua indústria de transformação, e para os
quais, na maioria das vezes, não há destinação determinada, sendo até custoso o
tratamento destes em diversos casos.15
Apesar do amplo potencial da bioenergia no Brasil e de sua ampla utilização,
principalmente quando comparado a outros países, a viabilização da agroenergia, e mais
especificamente da agroeletricidade, apresenta diversas barreiras. Com esta motivação que
o escopo deste trabalho foi definido na investigação da viabilidade da agroeletricidade,
investigando quais são as barreiras e desvantagens e também quais são os benefícios e
12
Neste ponto, a agroeletricidade pode ser um ótimo vetor de diminuição da pobreza energética e
desenvolvimento (GROENENDAAL E GEHUA, 2010 E KAYGUSUZ, 2011)
13
Experiência esta notada através, principalmente, do caso da cana e do etanol, onde houve o
desenvolvimento de uma indústria.
14
Nos resíduos agroindustriais será somente abordado o caso da casca de arroz, como apresentado no
capítulo 2.
15
Citar o caso das queimas de palha de arroz em campo e dos efeitos nocivo ao solo causado pelo excesso de
resíduos disposto no mesmo (EMBRAPA, 2003a, 2003b, 2003c, 2005, 2010)
11
vantagens da inserção desta agroeletricidade de maneira distribuída no contexto nacional,
entendendo ainda que a viabilização da agroeletricidade possa ser um vetor de aceleração
para o uso mais adequado da terra, para a criação de um mercado de biomassa no Brasil e
para o desenvolvimento local.
Assim, o objetivo primeiro do trabalho é verificar a viabilidade da agroeletricidade,
originada de resíduos agrícolas, a partir de diversos sistemas tecnológicos através da
análise de competitividade. A escolha pela análise de competitividade vai ao encontro de
um dos pilares do novo modelo do setor elétrico que é a modicidade tarifária, além de ser
coerente com o mecanismo de leilão.
O objetivo secundário, que vem como consequência natural, é a identificação das
diferentes barreiras que impeçam a viabilização da agroeletricidade e possíveis soluções
para sua remoção dentro do contexto brasileiro.
Por último, há também um objetivo terceiro que é a proposta de uma abordagem
metodológica para o problema, ou seja, a definição de uma metodologia capaz de entender
toda a complexidade do aproveitamento energético de resíduos agrícolas.
Para que possa realizar o seu objetivo, este trabalho tentará elucidar quais os custos
da agroeletricidade conforme diferentes condições (sistemas tecnológicos e fontes de
biomassa), identificando os condicionantes principais dos mesmos, respectivas barreiras e
quais os mecanismos que são mais indicados para superá-las, entendendo que o
desenvolvimento da agroeletricidade, além da óbvia diversificação da matriz energética,
inclui o desenvolvimento local através da valoração de um resíduo e o benefício ambiental
global pelo uso da biomassa.
12
1.4 BREVE REVISÃO DA LITERATURA
A temática de aproveitamento energético de resíduos, considerando toda a
diversidade deles, resíduos sólidos e líquidos industriais, urbanos e agrícolas, é
amplamente estudada em todo mundo, principalmente após a década de 1970.
As principais linhas de estudo para os resíduos agrícolas são as mesmas que as
aplicáveis a biomassa e a bioenergia, sendo as especificidades: a questão logística e a
pequena escala, dada a natureza dispersa dos resíduos. As principais linhas de estudo
consideradas foram: estudos de caracterização da biomassa, estudos de avaliação
tecnológica, estudos de potencial técnico e econômico, estudos da cadeia logística, estudos
de viabilidade, estudos de condições legais e regulatórias, estudos de avaliação de
programas e medidas de incentivo, estudos de impactos ambientais e econômicos e
sociais. Para ilustrar estas linhas de estudos são expostos na tabela a seguir trabalhos
realizados recentemente no Brasil e internacionalmente.
13
TABELA 1 – LEVANTAMENTO DA LITERATURA
BRASIL
CARACTERIZAÇÃO DA BIOMASSA
INTERNACIONAL
Demirbas (1997), Mckendry (2002a),
Vassilev et al (2010), Wilsson et al (2011)
AVALIAÇÃO TECNOLÓGICA
Combustão
Gasificação
Werther et al (2000), Sun et al (2008)
Martinez et al (2011)
McKendry (2002c), , Balat et al (2009b)
Pirólise
Putun et al (2005), Balat et al (2009a)
Biodigestão
Pelletização
Gunaseelan e Nallathambi (1997), Sing e
Prerna (2009), Madsen et al (2011)
Gilbert et al (2009)
Torrefeação
Briquetagem
Energéticos de biomassa
Qurino (2007)
Felfli (2003)
Felfli et al (2011)
Tecnologias de uso energético
Prins et al (2006), Chen e Kuo (2010)
Wayne (2000)
Nabi et al (2009)
Porpatham et al (2008), Bedoya et al
(2009), Gupta et al (2010), Carlucci et al
(2011)
CADEIA LOGÍSTICA
Kadan et al (2000), Uslu et al (2008),
Pootkham e Kumar (2010), Delivand et al
(2011)
POTENCIAL
Koopmans e Koppejan (1997), Unal e
Alibas (2007)
Biomassa
Técnico
Econômico
Zanette (2009), Salomom e Lora (2009)
Fernandes e Costa (2010)
Gadde et al (2009), Purohit (2009)
VIABILIDADE
Econômica
Seabra (2008), Seabra e Macedo (2011)
Kumar et al (2003), Campbel (2007),
Sultuna et al (2010)
CONDIÇÃO REGULATÓRIA E LEGAL
Castro et al (2008), Pinheiro et al (2012)
AVALIAÇÃO DE PROGRAMAS E MECANISMO E PROJETOS
Ericson (2007), Thomley e Cooper 92008),
Voytenko e Peck (2011)
ESMAP (2007), Bacovski et al (2010)
IMPACTOS
Econômicos
Ambientais
Sociais
Dermibas (2009)
Abbasi e Abbasi (2010)
Akella et al (2009), Kaygusuz (2011)
Fonte: Elaboração própria
14
Há ainda diversos trabalhos que apresentam diversas linhas, como Nogueira e Lora
(2003), Coelho et al (2008), Cortez, Lora e Gómez (2008). Obviamente, este levantamento
não tem como objetivo esgotar os trabalhos da área de agroeletricidade e muito menos da
bioenergia, mas sim trazer uma amostra de quais e como são realizados os estudos nesta
área, identificando a atualidade e relevância do tema, e contextualizando o tipo da
estrutura de análise neste trabalho.
1.5 ESTRUTURA DO TRABALHO
Dada a delimitação do escopo, dos objetivos a serem analisados e de como este
escopo é tratado na literatura, a estrutura do trabalho foi desenvolvida de maneira coerente
com a revisão e de uma maneira que facilite a análise dos objetivos propostos.
Por estes motivos, o presente trabalho está dividido em nove capítulos mais as
referências e os anexos, conforme mostra figura a seguir.
FIGURA 2 – ESTRUTURA DO TRABALHO
PARTE I
1 - INTRODUÇÃO
2 - CARACTERIZAÇÃO DA BIOMASSA
3 - CARACTERIZAÇÃO TECNOLÓGICA
PARTE III
PARTE II
4 - QUANTIFICAÇÃO DA BIOMASSA
5 - CARACTERIZAÇÃO DOS CASOS
6 - DEFINIÇÃO DA METODOLOGIA
7 - APRESENTAÇÃO E ANÁLISE DOS
RESULTADOS
8 - VIABILIZAÇÃO DA AGROELETRICIDADE
DISTRIBUÍDA À BRASILEIRA
9 - CONCLUSÕES
10 - REFERÊNCIAS
ANEXOS
Fonte: Elaboração própria
15
Esta introdução é seguida por um capítulo de caracterização da biomassa que será
analisada no trabalho. Em seguida, realiza-se um capítulo de caracterização dos conjuntos
e sistemas tecnológicos que serão estudados, que é seguido de um capítulo de localização
e quantificação da biomassa caracterizada no Brasil. Estes quatro primeiros capítulos
compõem a primeira parte do trabalho, que é destinada a caracterização das principais
variáveis e sistemas a serem analisados.
A segunda parte é composta pela caracterização dos casos que serão simulados e
pela definição metodológica da simulação, expostos respectivamente nos capítulos cinco e
seis.
Por fim, a terceira parte do trabalho apresenta, no capítulo sete, os resultados e
análises das simulações realizadas; no capítulo oito uma breve contextualização política e
propositiva para a viabilização da agroeletricidade; e no capítulo nove as conclusões do
trabalho. Ainda fazem parte da terceira parte as referências utilizadas e os anexos.
16
2 CARACTERIZAÇÃO DAS CULTURAS E RESÍDUOS
Este capítulo objetiva caracterizar as culturas, os resíduos agrícolas e
agroindustriais que serão estudados. No entanto, devido à imensa variedade de produção
da agricultura brasileira, foram selecionadas quatro culturas a serem estudadas neste
trabalho, são elas: Algodão herbáceo em caroço, o Arroz, o Milho e a Soja.
A escolha destas culturas se deve a alguns fatores. As culturas de soja e de milho
são as maiores culturas de grãos da agricultura brasileira, as maiores em produção física
depois da cana de açúcar e as maiores em área plantada, o que de imediato indica uma
extrema relevância da produção de resíduos destas culturas. Além desses fatores, a soja
possui uma alta organização industrial, o que pode vir a reduzir custos de aproveitamento
dos resíduos, e o milho é cultivado em todo território nacional. O arroz é uma cultura com
a maior parte de sua produção concentrada em três estados e mais especificamente em um
estado, o Rio Grande do Sul, o que facilita a resolução dos problemas logísticos, além da
casca de arroz já ser largamente utilizada para a produção de energia em várias partes do
mundo, seja para calor de processo, seja para geração de energia elétrica (GADDE ET AL
2009 E DELIVAND ET AL 2011). Por último a escolha da cultura do algodão se deve ao
fato de ser uma cultura com forte expansão no período analisado tendo praticamente
dobrado sua produção, e como o arroz há varias experiências internacionais para o uso
energético de seus resíduos, onde há a possibilidade de produção também de biodiesel
(Nabi et al. 2009 e Papadopoulos et al. 2010).
A escolha pela utilização de dados do IBGE, e não dados da Conab, deve-se
basicamente a dois motivos: primeiro por ser desagregado por microrregião e o trabalho
busca o mapeamento das oportunidades de aproveitamento, e segundo para
17
compatibilização com os dados das projeções que são elaboradas pelo ano civil e não ano
safra.
Estas culturas representaram em 2009 14,5% da produção agrícola nacional em
toneladas e aproximadamente 65,6% da área plantada (IBGE, 2010). O pequeno peso
relativo da produção destas culturas se deve ao fato de enorme produção de cana-deaçúcar que representou em 2009 aproximadamente 78,5% da produção (IBGE, 2010).
Contudo esse pequeno peso relativo não as torna desprezíveis, pois estas cinco culturas
somadas tiveram aproximadamente 140 milhões de toneladas como produção, além de em
valor agregado representarem 45% da agricultura, com destaque para a soja que representa
sozinha 33% (IBGE, 2010).
A opção de não incluir a cana-de-açúcar e seus resíduos neste estudo foi por
entender que a cana de açúcar já possui uma indústria muito bem estruturada para o
aproveitamento energético em suas diversas etapas, por existir diversos grupos de pesquisa
e publicações16 sobre a cana e por sua escala elevadíssima de produção, fato este que
tornaria a comparação com as outras culturas desproporcional. Obviamente a cultura da
cana-de-açúcar será mencionada ao longo deste trabalho, seja para comparação e
referência, seja para aproveitar a experiência já dominada da indústria da cana-de-açúcar,
em suas diversas etapas para aproveitamento energético. Por último a exclusão de outras
culturas neste trabalho deveu-se também a não existência de projeções de longo prazo,
com horizonte até 2030, regionalizadas.
Classificada a biomassa, algumas informações de suas propriedades são
necessárias para o seu aproveitamento energético (CORTEZ, LORA e GÓMEZ 2008). As
principais são as análises elementar e imediata, a granulometria e o poder calorífico. O
16
Exemplos de publicações são: Furtado et al (2011) e Seabra e Macedo (2011)
18
item a seguir caracteriza de maneira breve as quatro culturas selecionadas, em suas cadeias
produtivas, condições fisiológicas e edafoclimáticas, juntamente a um panorama nacional
e internacional da cultura. Em seguida são apresentadas as caracterizações dos resíduos
estudados neste trabalho, mapeando as composições e usos.
2.1 CARACTERISTICAS DAS CULTURAS
A partir da escolha das culturas a serem analisadas faz-se necessário entender,
mesmo que basicamente, da cadeia produtiva de cada cultura em suas diferentes fases,
tanto agrícola como industrial, bem como seus diferentes agentes, afim de uma melhor
compreensão do desenvolvimento da biomassa, da caracterização, disponibilidade,
concorrência, do uso, dos resíduos gerados e por fim das barreiras e oportunidades para
estes resíduos.
Dentro dessa perspectiva serão apresentadas, de maneira sucinta, as diversas fases
de cada cultura, desde o preparo do solo até o consumidor. Inicialmente será apresentada a
relevância da cultura no contexto internacional e nacional, em seguida as diversas fases de
produção serão expostas com suas respectivas especificidades. Cada cadeia de cada
cultura segue os conceitos de agronegócio e agroindústria.
É importante salientar que há diversas similaridades entre os sistemas produtivos
das diferentes culturas e cada vez mais isto se torna verdade dado o avanço do
agronegócio mundial. Como definição para agronegócio, agronegócio é a soma total de
todas as operações envolvidas na produção e na distribuição dos suprimentos
agropecuários17; produção nas unidades agropecuárias; armazenamento, beneficiamento
e distribuição destas commodities e outros produtos (Davis e Goldberg, 1957 apud Neto e
Costa, 2005 p. 734), o que leva a uma visão sistêmica levando ao segundo conceito,
17
A definição original utiliza o termo “agrícolas”, contudo, para tornar mais abrangente foi feita a
modificação para “agropecuários”.
19
agroindústria, entendido como os processos de produção deste sistema (Neto e Costa,
2005), conforme mostra a figura a seguir.
Figura 3 – Representação da Cadeia do Agronegócio
Fonte: Elaboração própria
A figura anterior exibe as principais fases da cadeia agroindustrial comum a todas
as culturas. Obviamente, esta estrutura não é rígida e de acordo com cada especificidade
podem ser acrescidas ou retiradas etapas. Vale destacar que cada etapa demanda ou oferta
produtos/subprodutos que também podem ser entendidos como produtos finais, resíduos
20
de cadeia produtiva ou perdas, sendo assim, como mencionado antes, uma cadeia aberta
com forte interação com outras cadeias econômico-industriais.
A principal fase para a produção da biomassa é a fase agrícola, não obstante a
importância das outras fases e cadeias econômico-industriais para tal produção. Como
definido na figura anterior a fase agrícola pode ser dividida, de maneira simplificada, em
quatro grandes fases, todas de extrema importância para a produtividade da cultura: O
preparo do solo, o plantio, os tratos de desenvolvimento e a colheita. O fluxo de insumos
para o preparo do solo e plantio é muito alto e é onde se tem a necessidade do maior fluxo
de energia (ROMANELLI, 2006). Há ainda diversas outras especificidades que devem ser
levadas em consideração para cada tipo de cultura, como as condições édafoclimáticas,
quais os melhores tipos de fertilizantes e adução para o tipo de solo e cultura, qual o
melhor tipo de manejo, indicando maior ou menor grau de mecanização nessa fase,
espaçamento e densidade do plantio, tipo de semente (cultivar) mais indicado para a
região, entre outras. Para auxiliar o produtor a Embrapa faz anualmente o zoneamento
agrícola para diversas culturas em todo o Brasil,18 além de diversas outras ações de
pesquisa e educação, como a pesquisa de melhores cultivares e cursos, livros e apostilas
para os produtores, etc.
Para a colheita também há uma série de critérios que devem ser adotados e
seguidos relativos ao alto nível de produtividade. A colheita pode ser manual, semi
mecanizada ou mecanizada dependendo do tipo de solo e topografia, tipo de máquina,
cultura e da capacidade de investimento do produtor devido ao alto grau de investimento
destes equipamentos. Em todos os tipos de colheita ocorrem perdas, seja por falha humana
seja por falta de adequação da máquina a cultura em questão. Na colheita mecanizada
18
Exemplos de zoneamento podem ser encontrado em EMBRAPA (2009) e no site da EMBRAPA:
http://www.catalogosnt.cnptia.embrapa.br/catalogo20/catalogo_de_produtos_e_servicos/arvore/CONT000ez
secgwl02wx5af00czkvehs1rwmh.html.
21
diversas variáveis devem ser observadas para a redução das perdas como o nivelamento
das máquinas, preparo do operador, fase de desenvolvimento da cultura, entre outras
características (EMBRAPA, 2003a, 2003b, 2005 e 2009). Na colheita é que são gerados os
resíduos agrícolas, tendo eles diversas características e especificidades dependendo do tipo
de cultura, estes serão expostos em seguida e caracterizados nos itens seguintes.
Na fase agrícola ainda é importante saber qual a sazonalidade dentro do ano e a
rotação de culturas em uma mesma região, pois indica a disponibilidade de resíduos ao
longo do período, ou seja, indica em que períodos do ano e que tipo de biomassa estará
disponível como fonte energética. Esta informação será aqui exposta no capítulo quatro,
que quantificará a biomassa disponível.
Com a fase da colheita, término da fase agrícola, segue-se na cadeia agroindustrial
para a próxima fase, a fase da logística, esta caracterizada por transportar os diversos
produtos e subprodutos, seja para o consumidor final seja para o beneficiamento. Vale
lembrar que a logística não é somente após a fase agrícola, ela é transversal a todas as
fases com diferentes características dado os diferentes produtos, contudo, como este
estudo visa o aproveitamento energético de resíduos agrícolas a descrição da logística
ficou restrita a logística destes produtos.
A logística tem importância vital para o aproveitamento de resíduos para fim
energético, ou mesmo para outros fins, e é notoriamente reconhecida (BNDES, 2000 e
2010) como uma deficiência de infraestrutura da economia brasileira. Esta fase será
exposta brevemente neste capítulo e será detalhada no terceiro capítulo deste trabalho.
Por último, antes do consumidor final dos produtos agrícolas, há a fase de
beneficiamento, também entendida como fase industrial. Esta fase se caracteriza por
22
receber os produtos brutos das lavouras agrícolas e transformá/adequá-los em produtos
para o consumo final ou para serem insumos de outras cadeias produtivas, aqui são
gerados os resíduos agroindustriais.
Tantos os resíduos agrícolas como os resíduos agroindustriais podem ter diversos
usos, e podem sofrer competição pelo seu uso. A principal competição pelo uso dos
resíduos agrícolas é para a adução e correção de solos e para ração de animais (Nogueira e
Lora, 2003). Já para os resíduos agroindustriais, a análise do seu aproveitamento é
consequência da necessária adequação que estes devem ter para correta destinação final
(PELIZER ET AL 2007).
Quando os resíduos são utilizados com fins energéticos, também há e, sobretudo
haverá, uma competição de diferentes usos energéticos, como por exemplo, o uso do
bagaço ou da palha da cana de açúcar para geração elétrica ou para a produção de etanol
celulósico, como em Seabra e Macedo (2011).
Para determinarmos a quantidade de resíduos gerados serão apresentados índices
de produtividade denominados por Koopmans e Koppejan (1997) como Residue-toProduct-Ratios (RPR), que neste trabalho será tratado como Índice Resíduo por Produção
Total (IRPt), medido em tonelada de resíduos por tonelada de produção. Existem ainda na
literatura índices de produtividade de resíduos em toneladas de resíduos por área, como
em Unal e Alibas (2007), no entanto, os índices IRPt, já levam em conta, implicitamente, a
produtividade da cultura.
2.1.1 ALGODÃO HERBÁCEO
CENÁRIO NACIONAL E INTERNACIONAL
23
A cultura do algodão é uma cultura tradicional no Brasil tendo seu início no século
XVI (Costa e Bueno, 2004), contudo nos últimos trintas anos houve diversas mudanças no
setor cotonicultor brasileiro. No início da década de oitenta, o surgimento da praga do
bicudo devastou diversas lavouras principalmente as culturas da região nordeste (Costa e
Bueno, 2004). A partir década de noventa pode ser observado um movimento de
deslocamento da cultura do algodão no território brasileiro, do eixo Paraná-São Paulo,
antigo líder na produção do algodão, para a região centro-oeste, principalmente ao estado
do Mato Grosso (Costa e Bueno, 2004). Isso foi consequência dos incentivos do governo
através de fundos setoriais, da pesquisa de novas sementes adaptáveis ao clima do cerrado
pela Embrapa, por ser uma cultura complementar para rotação da cultura da soja e também
do avanço da cultura da cana de açúcar no estado de São Paulo (Costa e Bueno, 2004).
Recentemente o nordeste brasileiro vem reconquistando espaço na produção nacional do
algodão, principalmente os estados da Bahia e do Maranhão.
No cenário internacional o principal produtor e consumidor é a China, seguida da
Índia e dos Estados Unidos como os maiores produtores, o Brasil é o quinto maior
produtor e exportador mundial (USDA, 2011a). No ano de 2010 o preço do algodão
atingiu valores recordes, devido a uma série de fatores, o principal foi a imposição indiana
de não exportar, além dos fatores que fizeram os preços das commodities em geral se
elevarem, como a desvalorização do dólar (USDA, 2010).
A cultura do algodão é considerada uma cultura industrial, pois seu principal uso é
direcionado a indústria têxtil, tendo sido a fibra originada do algodão responsável por
35,7% de todas as fibras utilizadas na indústria têxtil mundial e 57% na indústria têxtil
brasileira no ano de 2010 (PIMENTEL, 2011). Os principais fatores que influenciam a
qualidade do algodão para a indústria têxtil são as contaminações de diversos tipos, penas
24
e pelos de animais, restos de sementes e folhas, a umidade excessiva e manchas de
diversos tipos (EMBRAPA, 2003a).
CARACTERISTICAS DA FASE AGRÍCOLA E FISIOLOGICAS
O preparo do solo para o algodão deve seguir algumas especificidades, assim como
a época de plantio. A Embrapa faz anualmente o zoneamento agrícola, indicando as
melhores áreas e épocas de plantio. A época de plantio do algodão deve ser relacionada
com o grau de incidências de pragas e com a possibilidade de colheita em período seco,
para as ramas de algodão conterem menor nível de umidade, sendo assim em geral a época
do plantio coincide com o período inicial de chuvas (EMBRAPA, 2003a). Um fator
relevante é que a necessidade hídrica do algodão em suas fases subsequentes é menor que
na fase inicial de desenvolvimento e excessos ou déficits levam a perda de produtividade.
Outro fator importante para o desenvolvimento e futura produtividade da cultura do
algodão é a temperatura, zonas com baixa amplitude térmica são mais recomendáveis
(EMBRAPA, 2003a).
A colheita do algodão pode ser manual ou mecanizada, importando a quantidade
de algodão retirada, a fase correta de desenvolvimento da cultura e a forma que é retirado,
sendo estes os principais fatores que influenciam na produtividade e qualidade do algodão
colhido. Entretanto, para culturas irrigadas em escala comercial a colheita mecanizada é
essencial pela atratividade de custos, pois a colheita manual do algodão é altamente
intensiva em mão de obra.
25
FIGURA 5 – PLANTAÇÃO DO ALGODÃO E RESÍDUOS
FIGURA 4 – FLOR DE ALGODÃO
Fonte: Algodão Brasileiro.
Fonte: Costa e Bueno (2004)
26
Tanto na colheita manual quanto na colheita mecanizada os caules e hastes são
deixados no campo, salvo quando há mau ajuste da colheitadeira e impurezas ficam no
algodão (EMEBRAPA, 2003a). Quando mecanizado o algodão é transportado por um
bass boy19, compactado em fardos e transportado a caminhões especiais para transporte
externo. Após o transporte externo é armazenado até a sua posterior venda.
RESÍDUOS – PRODUÇÃO E USO
O principal resíduo gerado na colheita do algodão são as hastes, caules e folhas
do algodão. A pluma do algodão nasce em torno do caroço (semente), que fica na parte
superior das hastes e caules da planta (EMBRAPA, 2003a).
Na fase de beneficiamento industrial do algodão são gerados dois principais
tipos de resíduos, as sementes do algodão e as fibras que não passam pelo teste de
qualidade da indústria têxtil. As semente são oleaginosas e muito nutritivas, por este
motivo são diversas vezes utilizadas para a composição de ração animal, já as fibras
descartadas tem diversas utilizações como por exemplo de adsorventes ou aglomerados
(PÜTTÜNET AL 2005 e GULLER E OZEN, 2004). Os resíduos do algodão que serão
estudados neste trabalho são somente os resíduos agrícolas, isto é, as hastes, caules e
folhas do algodão. A escolha destes resíduos e a exclusão dos resíduos agroindustriais
se deve ao fato da maior concorrência pela semente de algodão, que é oleaginosa e pode
ter diversas destinações, incluindo a produção de biodiesel. Além disso, como descrito
em Coates (2000), os resíduos de algodão têm pouquíssimo valor como adubos para o
solo e na maioria das vezes é queimado em campo, o que causa a degradação do solo.
19
Reboque especial tipo basculante para o transporte do algodão colhido pela colheitadeira.
27
O próximo passo é a determinar a produtividade destes resíduos, de acordo com
Unal e Alibas (2007), o IRPt é de 2,33, contudo a produção contabilizada por Unal e
Alibas (2007) corresponde somente às fibras, não contado o peso da semente. Para
achar IRPt verdadeiro, com a produção total, foi utilizado o fator de 39%20 como sendo
a quantidade de fibra em massa na flor de algodão (semente mais fibra). Assim, chegase a um IRPt de 0,91. Já de acordo com Koopmans e Koppejan (1997) o IRPt varia de
1,37 a 1,95 toneladas de resíduos por tonelada de algodão (fibra + semente). O valor
escolhido para este trabalho é a média entre o fornecido por Unal e Alibas (2007) e o
menor valor fornecido por Koopmans e Koppejan (1997), 1,14. Para a umidade deste
resíduo foi adotado 12% conforme Koopmans e Koppejan (1997).
2.1.2 ARROZ
CENÁRIO NACIONAL E INTERNACIONAL
O arroz é cultivado e consumido em todos os continentes do mundo com cerca
de 452 milhões de toneladas produzidas (USDA, 2011b). É também o principal cereal
utilizado na alimentação humana, além disso, é um alimento bem balanceado
nutricionalmente o que faz esta ser cultura extremamente importante tanto econômica
como socialmente (EMBRAPA, 2005). A principal região produtora de arroz no mundo
é a Ásia com aproximadamente 90% da produção e do consumo. O Brasil é o décimo
primeiro produtor mundial de arroz, basicamente para consumo interno (USDA, 2011b).
CARACTERISTICAS DA FASE AGRÍCOLA E FISIOLOGICAS
O arroz no Brasil é classificado de acordo com a Portaria nº269 de 17/11/1988 e
segue as definições descritas na tabela a seguir
20
Média das últimas cinco safras. Disponível em CONAB (2011a).
28
TABELA 2 – CLASSIFICAÇÃO DO ARROZ
Classificação
Grupos
Subrupos
Classes
Tipos[n]
Longos
1
Arroz
Beneficiado
Portaria Nº269 de 17/11/1988
Classificação do arroz de acordo com a
Integral
Parboilizado
Finos
Parboilizado
Integral
2
Longos
Polido
Natural
3
Médios
4
Arroz em
Casca
Curtos
Parboilizado
5
Misturado
Fonte: Elaboração própria
A figura a seguir exemplifica a diferença entre o arroz beneficiado e o arroz em
casca.
FIGURA 6 – TIPOS DE ARROZ
Fonte: Embrapa, (2010)
O Grão do arroz pode ser divido em três grandes partes, a casca, o farelo e o
grão propriamente, como mostra a figura a seguir. Esta divisão é importante, pois
mostra os principais produtos e resíduos do beneficiamento do arroz, o próprio grão
cerca de 72%, 19% de casca de arroz e 9% de farelo de arroz, parte mais nutritiva do
arroz utilizada para ração animal.(LAM-SANCHEZ ET AL 1994 apud LUDIWIG,
2004)
29
FIGURA 7 – GRÃO DE ARROZ
Fonte: Ludiwig 2004
O Arroz pode ser cultivado em quase todo território nacional, havendo
necessidade de verificar as condições édafoclimáticas, preços, cultivares e épocas de
plantio e colheitas. Os métodos mais utilizados para o cultivo de arroz no Brasil são o
de arroz de terras altas, também conhecido como sequeiro, que depende somente da
água advinda do regime natural de chuvas, e o arroz irrigado. Além da diferença no
regime hídrico há ainda outras diferenças relativas à adubação e correção, resistência a
pragas e fertilizantes, características do solo, entre outras (EMBRAPA 2003c, 2005,
2010). O cultivo e o desenvolvimento do arroz são também muito sensíveis às
condições climáticas, como exposto anteriormente, principalmente ao regime hídrico e a
temperatura, esta devendo ser em média 21ºC durante o período de cultivo, em geral de
quatro a seis meses (CONAB, 2010). A época do plantio varia de região para região de
acordo com as variáveis acima descritas, sendo assim o zoneamento agrícola se torna
ferramenta fundamental. A colheita do arroz, tanto irrigado como sequeiro, pode ser
manual, semimecanizada, ou totalmente mecanizada. A colheita manual e
semimecanizada são comuns somente para pequenas lavouras.
O beneficiamento do arroz é composto de diferentes fases. Além da secagem,
que pode ser feita em campo exposto ao sol,transporte e armazenamento, as seguintes
30
fases são importantes: A limpeza, o descascamento, a brunização, que separa o farelo, a
classificação e a parboilização.
RESÍDUOS – PRODUÇÃO E USOS
O principal resíduo da fase agrícola do arroz é a palha do arroz, que é composta
pelas folhas, hastes e caules. Em geral é queimada na própria lavoura, causando
poluição local. Para a produtividade a ser utilizada no trabalho para a palha de arroz foi
feita a média de diferentes IRPt encontrados na literatura, 0,94 em Unal e Alibas (2007),
0,75 Gadde et al. (2009) e 1,76 utilizado em Koopmans e Koppejan (1997). Sendo
assim, o IRPt utilizado no trabalho é igual a 1,15. A umidade para este resíduo também
foi adotada conforme Koopmans e Koppejan (1997), sendo igual a 12,71%.
Na fase de beneficiamento do arroz os produtos finais são o arroz beneficiado e
os resíduos do arroz beneficiados, os principais resíduos são a casca de arroz, o farelo
de arroz e os grãos quebrados. O farelo de arroz é altamente nutritivo e pode ser usado
como ração animal ou como insumo agrícola. Já a casca de arroz não tem valor
nutricional, além de ter baixa densidade, o que gera grandes volumes deste resíduo. Por
último os grãos quebrados que podem ter outros usos para fazer ração animal ou
farinha. Considerando que a casca de arroz não sofre competição pelo seu uso, a não ser
o uso energético, a casca de arroz será o resíduo agroindustrial estudado para a cultura
do arroz. Outra vantagem da casca de arroz é que ela já esta localizada na unidade de
beneficiamento, fato que pode diminuir bastante o custo logístico da biomassa. Para a
casca de arroz, a produtividade adotada é de 19%, como visto anteriormente, com isso o
IRPt é 0,19. Para a umidade da casca de arroz foi adotado o valor de 2,37% conforme
Koopmans e Koppejan (1997)
.
31
2.1.3 MILHO
CENÁRIO NACIONAL E INTERNACIONAL
Na história recente a produção de milho brasileira quase triplicou nas ultimas
duas décadas (IBGE, 2010), muito disso devido à expansão da chamada safrinha,
cultivo de milho fora da época tradicional, principalmente no centro oeste como cultura
complementar a soja. Contudo, a região sul ainda continua como a maior produtora de
milho no Brasil (IBGE, 2010).
No cenário internacional os maiores produtores de milho são os Estados Unidos
com aproximadamente 318 milhões de toneladas, seguido da China com
aproximadamente 168 milhões de toneladas e com o Brasil ocupando o terceiro posto de
maior produtor mundial com aproximadamente 51 milhões de toneladas em 2009
(USDA, 2011b). O milho tem um papel importante na alimentação em diversas regiões
do mundo, por ser altamente nutritivo, entretanto, 70% da produção de milho mundial é
para uso na ração de aves e suínos, no Brasil este índice aumenta para cerca de 70-80%
(EMBRAPA, 2009). Um uso que ganhou extrema relevância recentemente é o etanol
derivado do milho, tendo nos Estado Unidos o principal agente produtor (CRAGO ET
AL. 2010). Este uso é controverso devido a baixa eficiência de produção do etanol a
partir do milho, o que aumenta a competição por seu uso como alimento e causa uma
pressão nos preços de milho (FAO, 2010).
CARACTERISTICAS DA FASE AGRÍCOLA E FISIOLOGICAS
Assim como nas outras culturas, as condições edafoclimáticas apropriadas são
essenciais para o cultivo do milho. Os principais fatores climáticos que influenciam o
desenvolvimento do milho são a radiação solar, a disponibilidade hídrica e a
32
temperatura (EMBRAPA, 2009). O período tradicional de plantio de milho é no período
chuvoso, condição climática que afeta a temperatura e a radiação solar. Novamente vale
lembrar que devido à grande extensão do território brasileiro há diferentes épocas de
plantio, mais uma vez valendo o zoneamento elaborado pela Embrapa.
A colheita do milho é feita de maneira manual ou mecanizada, a mecanização é
quase pré-requisito para cultivos em larga escala, tendo o planejamento da colheita uma
importância singular para a redução de perdas. Fatores que influenciam a colheita são: o
grau de desenvolvimento da planta, velocidade das colheitadeiras e debulhador. As
colheitadeiras modernas cortam a planta do milho na base retiram os grãos das espigas,
armazenando somente os grãos (EMBRAPA, 2009). A fase de beneficiamento do milho
é mais complexa que a do arroz e do algodão, sendo composta de diversas etapas
integradas industrialmente.
FIGURA 8 – ESPIGAS, CAULES E FOLHAS|
Fonte: Aprosoja safra 09/10.
33
RESÍDUOS – PRODUÇÃO E USOS
Os resíduos agrícolas gerados na colheita e deixados no campo são: os sabugos,
os caules e hastes (colmos), folhas e a palha. Neste estudo o resíduo agrícola estudado
será somente a palha de milho, descartando o sabugo. Para a produtividade destes
resíduos foi utilizada novamente a média dos valores listados na literatura. Em Wilson
et al. (2011), é indicado para as espigas um IRPt de 2 e para os caules, haste e folhas um
IRPt de 2, em Unal e Alibas (2007) é indicado um IRPt de 1,29 e por último em
Koopmans e Koppejan (1997) foi adotado um IRPt de 2. Sendo assim, o IRPt utilizado
para a palha de milho é de 1,76. A umidade da palha de milho adotada é de 15%
(Koopmans e Koppejan, 1997). Os resíduos agroindustriais de milho não serão
considerados para este trabalho, por ter alta competição pelo seu uso.
2.1.4 SOJA
CENÁRIO NACIONAL E INTERNACIONAL
A soja é uma das principais commodities agrícolas comercializadas
mundialmente, tendo três grandes produtores líderes, os Estados Unidos, o Brasil e a
Argentina respectivamente (USDA, 2011c). No Brasil a soja tem sua entrada ainda no
século XIX, contudo sua expansão se dá nas décadas de sessenta e setenta no sul do
país, devido a uma serie de incentivos e clima similar ao da região sul estadunidense, e a
partir das décadas de oitenta e noventa na região do cerrado, também devido a vários
incentivos, topografia adequada para mecanização e estabelecimento de diversas
agroindústrias na região, outro fato de extrema relevância foi a introdução da soja
transgênica adaptável a região (EMBRAPA, 2003b).
A soja é um grão altamente nutritivo e com elevado grau protéico, outra grande
vantagem que é a variedade de usos, podendo ser processada em carne, leite, farelo,
34
óleo, proteína isolada, entre outros, tanto para alimentação humana como para ração
animal. Hoje no Brasil 50% da soja é destinada a exportação, sendo o maior importado
a China seguida da União Europeia (CONAB, 2011b) . Outro uso relevante para o
Brasil é a produção de farelo de soja para ração animal. Outros subprodutos da soja têm
relevância como o óleo de soja, para a alimentação humana. No mercado internacional,
além do grão de soja propriamente, dois outros subprodutos da soja são comercializados
mundialmente, o farelo de soja e o óleo de soja, estes dois com maior valor agregado
(AGNOL ET AL. 2010). O complexo da soja é um dos principais itens na balança
comercial brasileira, sendo o primeiro em 2009 com 11,3% das exportações (MDIC,
2009). Outro grande produto derivado da soja que se encontra em expansão no Brasil é
o biodiesel, onde o óleo de soja corresponde a aproximadamente 80% da produção de
biodiesel (ANP, 2010).
CARACTERISTICAS DA FASE AGRÍCOLA E FISIOLOGICAS
A produtividade da cultura da soja, não diferentemente das outras culturas
expostas, é altamente dependente da perfeita adaptação às condições edafoclimáticas,
sendo a disponibilidade hídrica e a temperatura as principais variáveis (EMBRAPA
2003b). Sendo assim, a época de semeadura e plantio devem ser adequadas às cultivares
e às condições regionais. Como a soja é uma das culturas com o maior número de
sementes transgênicas para a produção em larga escala, a escolha do cultivar é também
fundamental para a produtividade.
Assim como no caso do milho, a colheita da soja segue as mesmas condições,
pode ser manual ou mecanizada, entretanto a colheita mecanizada é pré requisito para
cultivo em larga escala comercial. Na cultura da soja os grupos agroindustriais têm
maior importância que na cultura do milho, o que leva a um maior grau de mecanização
35
da colheita. Sendo assim a regulagem da colheitadeira é de extrema importância para
reduzir perdas nesta fase. A fase de beneficiamento da soja é altamente integrada a
outras cadeias industriais (EMBRAPA, 2003b e AGNOL ET AL 2010)
RESÍDUOS – PRODUÇÃO E USOS
Na fase da colheita são gerados os mesmo resíduos que a cultura do milho,
caules, hastes, e folhas, comumente chamados de palha da soja. A colheitadeira colhe os
grãos e descarta no campo estes resíduos. Para o IRPt dos resíduos agrícolas da soja foi
utilizada a mesma metodologia. Koppmans e Koppejan (1997) utilizam o valor de 2,5,
Unal e Alibas (2007) utilizam o valor de 1,7, com isso o valor do IRPt utilizado no
trabalho será de 2,1. Já a umidade para os resíduos de soja também foi retirada de
Koopmans e Koppejan (1997), no valor de 15%. A figura abaixo mostra uma plantação
de soja.
FIGURA 9 – SOJA NO CAMPO
Fonte: Aprosoja safra 09/10
Diversos produtos são gerados na fase de beneficiamento da soja, principalmente
o farelo e o óleo de soja. Devido ao alto teor de proteína, lipídios e fibras quase todos os
36
resíduos agroindustriais da soja podem ser aproveitados para fim de alimentação
humana, ração animal ou suplementação. Por este motivo nenhum resíduo
agroindustrial da soja será estudado neste trabalho.
2.2 CARACTERIZAÇÃO DOS RESÍDUOS
A caracterização dos resíduos é fundamental para estudos de aproveitamento
energético dos mesmos Cortez e Lora (2005) e Jenkins (1998) e McKendry (2002a).
Este item tem como propósito cobrir as principais propriedades referentes a esse fim,
para os principais resíduos das culturas relacionadas.
A caracterização neste trabalho abordará propriedades físico-geométricas, como
granulometria, forma e tamanho, de maneira mais sucinta devido a futuras explicações
sobre beneficiamento da biomassa; composição, química elementar e imediata; e poder
calorífico serão detalhados. Apesar de existirem outras propriedades, como as térmicas
e aerodinâmicas não serão apresentadas, pois o foco do trabalho não é estudar o
comportamento da biomassa na sua fase de conversão e sim verificar a viabilidade de
potencial do seu uso para fim energético.
Outra importante classificação de composição é a composição em termos de
compostos orgânicos. A biomassa em geral é composta por cerca de 40 a 60% de
celulose que forma a estrutura esquelética da planta e é um polímero linear formado por
unidades de glicose. De 15 a 30% de hemicelulose, que é um polímero similar a
celulose, porém com cadeias ramificadas e heterogêneas compostas basicamente por:
glicose, xilose, manose e arabinose entre outros. As duas são solúveis sendo a segunda
mais solúvel devido à menor massa molecular. Por último tem de 20 a 35% de lignina,
polímero tridimensional, irregular de unidades de fenil-propanos que atua no suporte
37
das paredes da célula, apresenta alto peso molecular, muitas ligações cruzadas e de
difícil caracterização e é insolúvel (JENKINS et al. 1998 e MCKENDRY, 2002a).
Dentro das propriedades físico-geométricas a granulometria, forma e o tamanho
da biomassa são propriedades fundamentais para a especificação da tecnologia a ser
usada, como especificação de caldeiras, gasificadores e biodigestores. Como a análise
das tecnologias adotadas nesta dissertação ainda não foi apresentada, a abordagem neste
item se concentrará na característica físico-geométrica natural do resíduo, deixando uma
análise da necessidade ou não de beneficiamento do resíduo para a montagem dos casos
no capítulo cinco.
As composições elementares e imediatas são essenciais para a determinação
tanto do comportamento da biomassa no processo de conversão quanto para a
determinação do seu poder calorífico, variável primeira para a determinação do
potencial energético.
Este item focará na composição elementar dos principais elementos,
Carbono(C), Hidrogênio(H) e Oxigênio (O), os mais importantes para a determinação
do poder calorífico (DERMIBAS, 1997); Nitrogênio(N), Enxofre(S), Cloro (Cl) e
cinzas, que são importantes para determinar especificidades tanto da conversão, como
que tipo de proteção anticorrosiva e regime de manutenção e operação no processo de
conversão, como o tipo do tratamento do produto resultante do processo de conversão.
Já a composição imediata focará no conteúdo de carbono fixo (CF), no conteúdo de
material volátil (V), a umidade (U) e o conteúdo de cinzas (Cz).
Por último, deve-se destacar a metodologia adotada para o levantamento destas
informações. Estas propriedades, para cada resíduo, foram levantadas através de
38
pesquisa em literatura específica, tanto nacional como internacional, sendo interessante
ratificar que essas informações variam de acordo com o cultivar, características édafoclimáticas dos insumos utilizados e modos de manejo, como colheita e transporte. Com
isso, recomenda-se que estudos futuros realizem a análise de biomassas em diferentes
regiões do país com o intuito de formar um banco de dados para os resíduos da
agricultura brasileira.
Estas propriedades, composições e poder calorífico, para cada tipo de resíduos
estudado de cada cultura serão apresentadas a seguir. Para o poder calorífico serão ainda
feitas estimadas de acordo com as equações empíricas de diferentes referências descritas
abaixo, e posteriormente o valor utilizado será a média dos resultados.
EQUAÇÃO 1 – CÁLCULO DO PCS A PARTIR DA ANÁLISE ELEMENTAR. RETIRADA
DE L. WILSON ET AL. (2011)
EQUAÇÃO 2 - CÁLCULO DO PCS A PARTIR DA ANÁLISE ELEMENTAR. RETIRADA
DE CORTEZ, LORA E GOMÉZ (2008)
EQUAÇÃO 3 – CÁLCULO DO PCS A PARTIR DA ANÁLISE ELEMENTAR. RETIRADA
DE DEMIRBAS (1997)
EQUAÇÃO 4 – CÁLCULO DO PCS A PARTIR DA ANÁLISE IMEDIATA. RETIRADA DE
DEMIRBAS (1997)
EQUAÇÃO 5 – CÁLCULO DO PCS A PARTIR DA ANÁLISE IMEDIATA. RETIRADA DE
DEMIRBAS (1997)
As diferentes equações a partir de análise elementares ou imediatas podem
fornecer valores de PCS dentro de uma margem de erro, quando não uma análise mais
39
detalhada da biomassa. Isso leva em consideração que as análises elementares ou
imediatas são muito mais fáceis e baratas de serem realizadas (Demirbas, 1997 e Cortez,
Lora e Goméz 2008).A partir dos PCS cálculos com as equações acima, o PCI será
estimado a partir da equação a seguir exposta em Lora, Cortez e Goméz (2008).
EQUAÇÃO 6 – CÁCULO DO PCI A PARTIR DO PCS
Onde:
– Calor latente da água – 2,31MJ/kg a 25ºC
%U – Percentual de umidade;
2.2.1 ALGODÃO
Como visto no item 1.1 o resíduo a ser caracterizado, para aproveitamento
energético, são as hastes e caules do algodão. Para as composições elementar e imediata
e poder calorífico foi utilizado Sun et al. (2008) como referência.
TABELA 3 – COMPOSIÇÃO DOS RESÍDUOS DO ALGODÃO
Hastes e Caules de Algodão
Fonte
Composição Elementar
Carbono
Hidrogênio
Oxigênio
Nitrogênio
Enxofre
Composição Analítica
Carbono Fixo
Voláteis
Umidade
Cinzas
PCS [MJ/kg]
Sun et al.
(2008)
Base seca s/
cinzas
44,58%
5,46%
39,43%
0,23%
0,14%
Base seca
21,87%
67,97%
8,41%
1,75%
17,30
Fonte: Elaboração própria a partir de Sun et al. (2008)
40
Os PCS foram calculados, contudo como o PCS já foi fornecido e está dentro do
range calculado, os PCS calculados com as equações exibidas anteriormente não serão
utilizados, sendo necessário somente calcular o PCI, que ficou no valor de 14,61 MJ/kg.
Também como mencionado anteriormente não será discutido aqui a necessidade ou não
de beneficiamento visando a adequação da forma, granulometria e tamanho, pois o
beneficiamento será considerado posteriormente.
2.2.2 ARROZ
Para o arroz foram considerados dois tipos de resíduos, a palha do arroz e a
casca do arroz. Sendo o arroz a única cultura selecionada com resíduo agroindustrial.
Tanto para as composições da palha do arroz como da casca do arroz foi considerada as
seguintes referência:
TABELA 4 – COMPOSIÇÃO DA PALHA DE ARROZ
Palha de Arroz
Fonte
Composição Elementar
Carbono
Hidrogênio
Oxigênio
Nitrogênio
Enxofre
Cloro
Composição Analítica
Carbono Fixo
Voláteis
Cinzas
Vassilev et al.
(2010)
Base seca s/ cinzas
50,10%
5,70%
43,00%
1,00%
0,16%
0,58%
Base seca
15,60%
64,30%
20,10%
Fonte: Elaboração própria a partir de Vassilev et al. (2010)
Como não foi fornecido o PCS, este foi calculado utilizando as equações 1, 2, 3, 4 e 5
respectivamente, e definindo o PCI em 16,82 MJ/kg.
41
TABELA 5 – COMPOSIÇÃO DA CASCA DE ARROZ
Casca de Arroz
Fonte
Vassilev et al. (2010)
Base seca s/ cinzas
Composição Elementar
Carbono
49,30%
Hidrogênio
6,10%
Oxigênio
43,70%
Nitrogênio
0,80%
Enxofre
0,08%
Cloro
0,12%
Base seca
Composição Analítica
Carbono Fixo
19,20%
Voláteis
62,80%
Cinzas
18,00%
Fonte: Elaboração própria a partir de Vassilev et al. (2010)
O mesmo foi feito para a casca de arroz, ficando definido o PCI de 17,05 MJ/kg.
2.2.3 MILHO
Como exposto no item 1.1 o resíduo caracterizado neste trabalho será somente a palha do
milho, colmos, folhas e palha. Seguindo a metodologia utilizada para os outros tipos de
resíduos segue a tabela. O PCI utilizado de 17,87 MJ/kg, também calculado da mesma
maneira.
TABELA 6 – COMPOSIÇÃO DA PALHA DE MILHO
Caules, hastes e folhas
Vassilev et al.
Fonte
(2010)
Base seca s/
cinzas
Composição Elementar
Carbono
48,70%
Hidrogênio
6,40%
Oxigênio
44,10%
Nitrogênio
0,70%
Enxofre
0,08%
Cloro
0,64%
Base seca
Composição Analítica
Carbono Fixo
19,20%
Voláteis
73,10%
Cinzas
7,70%
Fonte: Elaboração própria a partir de Vassilev et al. (2010)
42
2.2.4 SOJA
Para o caso da soja será caracterizado a “palha” da soja, ou seja, as hastes, caules e folhas,
que são resíduos agrícolas. Porém como não foi encontrada nenhuma referência com análises
especificas para os resíduos da fase agrícola da soja, foi utilizado o valor médio obtido para
diversos tipos de palha conforme Vassilev et al. (2010).
TABELA 7 – COMPOSIÇÃO DA PALHA DE SOJA
Resíduos de soja
Fonte
Composição Elementar
Carbono
Hidrogênio
Oxigênio
Nitrogênio
Enxofre
Cloro
Composição Analítica
Carbono Fixo
Voláteis
Umidade
Cinzas
Vassilev et al.
(2010)
Base seca s/
cinzas
49,40%
6,10%
43,20%
1,20%
0,15%
0,41%
Base seca
17,10%
74,30%
8,60%
Fonte: Elaboração própria a partir de Vassilev et al. (2010)
Novamente utilizando a mesma metodologia o PCI utilizado tem o valor de 16,97
MJ/kg.
43
3 CARACTERIZAÇÃO TECNOLÓGIA PARA GERAÇÃO
ELÉTRICA A PARTIR DE BIOMASSA
Este capítulo, assim como o anterior, faz parte da caracterização das principais
variáveis que serão estudadas em cada caso. Assim, aqui serão apresentadas a
caracterizações dos sistemas e tecnologias que serão utilizadas nas simulações dos casos,
alvo de análise deste trabalho. Serão preferidos os sistemas e conjuntos tecnológicos, que
já são amplamente dominados técnica e economicamente, contudo algumas soluções com
tecnologias mais recentes também serão caracterizadas. Isto se deve ao entendimento de
que a viabilização da agroeletricidade é um caminho para maior utilização da biomassa
no Brasil, além de possível acelerador do desenvolvimento local.
A caracterização tecnológica se dará de forma “netback”, ou seja, primeiro serão
definidos os sistemas e grandes processos, aqui chamados de rotas tecnológicas, e depois
caracterizadas as tecnologias de aplicação e processos de cada sistema. Essa metodologia
foi adotada por entender que há sistemas mais adequados à geração de energia elétrica a
partir da conversão de combustíveis (IEA, 2010).
Após a definição das rotas tecnológicas, a caracterização das tecnologias será
dividida em três grupos: tecnologias de beneficiamento da biomassa, tecnologias de
conversão da biomassa e tecnologias de geração de energia elétrica. Doravante, será
exposta a metodologia de cálculo de geração de energia elétrica a partir dos sistemas
caracterizados.
Vale ressaltar que este trabalho não é um trabalho de modelagem de tecnologias
de conversão ou análise de eficiência de conversão, mas sim uma análise de viabilidade e
de custos e benefícios da utilização energética da bioeletricidade em diferentes condições,
onde será verificada a sua viabilidade. Assim, propõem-se e analisam-se sistemas padrão
para geração de eletricidade, a partir de resíduos, sem que se faça o detalhamento da
44
modelagem destes sistemas, o que poderia ser a sequencia deste estudo, em um trabalho
que aprofundasse os resultados dos melhores sistemas que aqui serão identificados.
3.1 DEFINIÇÃO DAS ROTAS TECNOLÓGICAS
A preferência e melhor adaptação de alguns sistemas para a geração de energia
elétrica, a partir da biomassa, levam à necessidade de uma pré-definição de rotas
tecnológicas que serão estudas neste trabalho. A isto também pode ser acrescentado que
existem diversas possibilidades de combinações tecnologias em diferentes graus de
maturidade científica, tecnológica e comercial.
3.1.1 METODOLOGIA DE SELEÇÃO
A metodologia elaborada para a seleção de quais tecnologias serão estudadas
neste trabalho segue a lógica de análise “netback”. Ou seja, a partir de uma pré-definição
de quais são as rotas (ou sistemas) mais adequadas para a geração de energia elétrica a
partir de biomassa, há uma regressão em cada etapa de conversão para a escolha das
tecnologias mais adequadas21. Assim, a metodologia parte da energia elétrica voltando
cada etapa de transformação até a biomassa.
É importante destacar que a metodologia explicitada neste trabalho não tem o
objetivo de fazer a escolha da rota ótima, e sim definir rotas de maneira heurística e
empírica que serão analisadas dentro do escopo do trabalho.
Seguindo esta metodologia, primeiro foram definidos quais a tecnologias que
serão utilizadas para a geração elétrica22, e dentro do enorme domínio foram escolhidas
quatro, conforme IEA (2010):
Motor de Combustão Interna alternativo com ignição por centelhamento + Grupo
Gerador (MCIG);
21
O termo adequado aqui é utilizado no sentido de mais amplamente utilizado, economicamente viável e
dominado tecnologicamente.
22
Como o trabalho foca a utilização da biomassa, este trabalho não entrará no detalhe da tecnologia de
geração elétrica propriamente dita: destarte, os geradores elétricos serão tratados como conjuntos
tecnológicos fechados juntamente com as tecnologias de conversão em energia mecânica.
45
Turbina a Vapor + Grupo Gerador (TVG);
Turbina a Gás + Grupo Gerador (TGG).
A escolha dos motores de combustão interna se deve ao fato de estes serem
amplamente dominados comercialmente, possuírem faixas de potências de poucos kW até
dezenas de MW, serem de fácil operação e manutenção, alta confiabilidade, além de
possuírem baixo custo de investimento (LORA e NASCIMENTO, 2004a). Assim como
os MCI, as turbinas a vapor também são tecnologias há longo tempo dominadas para a
geração de energia elétrica e possuem uma ampla faixa de potência (LORA e
NASCIMENTO, 2004a). As turbinas a gás recentemente se tornaram uma das
alternativas mais eficientes para a geração de energia elétrica (TOLMASQUIM ET AL
2003).
Após a definição das tecnologias de geração de energia elétrica, a escolha das
tecnologias das tecnologias de conversão da biomassa em energéticos secundários 23 é o
degrau seguinte na conversão da biomassa em energia elétrica, as tecnologias escolhidas
foram:
Caldeira de Alta Pressão (CAP);
Caldeira de Baixa Pressão (CBP);
Gasificador de Leito Fixo (GLFi);
Gasificador de Leito Fluidizado (GLFl);
A escolha por caldeiras, em duas diferentes faixas de pressão, se torna interessante
e de relevante entendimento pela amplitude de sua utilização e experiência nacional da
tecnologia, (DALKIA, 2009c), que têm como o energético secundário o vapor24. Por
23
Neste trabalho foi considerado que a eletricidade é o energético final, feita uma classificação entre
energéticos primários e secundários, onde o energético primário é a biomassa e os energéticos
secundários são aqueles resultantes da conversão da biomassa, como o biogás o gás de síntese, vapor, etc.
Foi ainda considerada uma classificação da biomassa como biomassa beneficiada, que é um energético
primário também.
24
Vale destacar que o vapor ainda pode ser utilizado como energético em diferentes processos em regime
de cogeração de energia, contudo este não é o foco do trabalho. A cogeração será estudada somente em
casos onde haja integração com unidades de conversão de biomassa, para os processos de secagem.
46
último a escolha da tecnologia de gasificação tem como principal objetivo testar em que
situações esta tecnologia se torna atrativa para a geração de energia elétrica, considerando
seus diferentes tipos construtivos. O energético derivado da gasificação é um gás
combustível, próximo ao gás de síntese25, que, por ser combustível gasoso, apresenta as
mesmas vantagens de armazenamento e flexibilidade. Outro equipamento não listado e
que estará implícito é a caldeira de recuperação, para os casos em que for estudado o
ciclo combinado.
Na última etapa de definição tecnológica foram definidas que tecnologias de
beneficiamento da biomassa que serão analisadas, sendo escolhidas somente uma.
Peletização (PLT);
A peletização foi escolhida devido à possibilidade de resolver parte do problema
logístico de densidade energética da biomassa e por apresentar características físicas e de
combustão superiores à da biomassa crua (SULTANA et al 2010), além da possibilidade
de inserção em outros mercados. Sendo interessante assim, verificar se o incremento no
custo inviabiliza ou viabiliza26, a agroeletricidade.
Existe ainda outras duas possibilidades interessante para a densificação da
biomassa que não serão tratadas neste trabalho são a torrefação e a briquetagem. Ambas
assim como a peletização, podem resolver parte do problema logístico da biomassa. A
torrefação ainda fornece à biomassa características interessantes à biomassa, como a
maior facilidade para granulação e menor higroscopicidade (ou capacidade de absorver
água) que aumenta a possibilidade de armazenamento da biomassa (FELFLI, 2003). A
briquetagem, segundo (FELFLI et al 2011), se adequa mais à geração de calor.
Por fim, há ainda a possibilidade de utilizar a biomassa “crua” (BC) diretamente.
Selecionadas as tecnologias de conversão e beneficiamentos, em suas diferentes
etapas da cadeia energética, chega-se ao último passo: a definição de quais rotas
25
26
Não pode ser considerado gás de síntese, pois o mesmo tem a composição exata definida em CO +2H 2.
No caso de venda de subprodutos ou produção excedente
47
tecnológicas serão montadas e analisadas neste trabalho. Esta fase é necessária, pois com
a seleção de tecnologias feita anteriormente é possível construir quarenta e seis
combinações de rotas para geração elétrica. Dentro dessa enorme possibilidade de
combinações, foram definidas oito rotas que representam a maioria das aplicações para a
geração elétrica segundo IEA (2010), que possibilitem a análise de diferentes realidades e
condições e que sejam mais adequadas às realidades brasileiras. A figura a seguir exibe as
rotas selecionadas.
FIGURA 10 – ROTAS TECNOLÓGICAS PARA GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA
SELECIONADAS
1º nível
1º nível'
BC
PLT
2º nível
3º nível
CBP
TVG
Energia Elétrica
CAP
TVG
Energia Elétrica
GLFi
MCI
Energia Elétrica
GLFl
MCI
Energia Elétrica
GLFl
MCI
Energia Elétrica
TGG
3º nível
TVG
4º nível
Energia Elétrica
ROTA
1
2
3
4
5
6
Fonte: Elaboração Própria
Como pode ser visto no quadro anterior é possível classificar as rotas em dois
grandes grupos de acordo com o tipo de beneficiamento da biomassa, a biomassa crua e a
peletizada. É possível ainda entender esta classificação através da escala das plantas: para
a biomassa crua, as rotas selecionadas indicam sistemas de pequeno a grande porte, o que
pode viabilizar diferentes tipos de sistemas; para os pellets, plantas de pequeno porte
48
também são possíveis, no entanto, esperam-se plantas de médio a grande porte; a última
rotas será trabalhada como IGCC (Integrated Gasification and Combined Cycle), ou
ainda gasificação integrada com ciclo combinado.
Dentro de cada rota serão ainda escolhidas quais as melhores escalas de trabalho
de acordo com os casos escolhidos, estas escalas serão apresentadas no capítulo cinco.
A divisão por níveis, exposta no quadro, indica o caminho explicitado na
metodologia da escolha das rotas. Cada nível representa um macro processo de conversão
de energia, sendo o terceiro nível o último macro processo de conversão para a energia
final determinada, a energia elétrica, e o primeiro nível o ponto de partida, a biomassa
disponível.
Obviamente outras possibilidades de rotas tecnológicas para conversão da
biomassa em eletricidade são possíveis, algumas merecem destaques. A cogeração, com
ampla utilização no setor sucroalcooleiro; a queima conjunta, ou co-firing, opção
interessante para promoção da bioenergia (ERICSSON, 2007 e AL-MANSOUR e
ZUWALA, 2010); a briquetagem e a torrefação, como outras formas de beneficiamento
da biomassa; a utilização de biocombustíveis líquidos, como o etanol, na geração de
eletricidade; a pirólise e seus diversos produtos, carvão, bio-óleo ou gás de piróilise. Por
último a biodigestão também é um processo de conversão bastante difundido e simples,
contudo, dada a característica dos resíduos agrícolas. A relação C/N ideal para
biodigestão é entorno de 30 (ARRUDA et al 2002).
3.2 CARACTERIZAÇÃO TECNOLÓGICA
3.2.1 TECNOLOGIAS DE BENEFICIAMENTO
As tecnologias de beneficiamento têm como objetivo adequar a biomas in natura
para uma determinada condição. Seja esta condição necessária para o transporte ou para a
conversão energética. Um dos principais problemas a resolver é o problema de densidade
49
da biomassa, havendo a necessidade de aumentar seu conteúdo energético por unidade de
volume.
Além das tecnologias que serão apresentadas a existem ainda alguns outros
processos podem ser classificados como processos de beneficiamento, como a limpeza e
a separação; no entanto, devido à simplicidade destes processos eles serão tratados de
maneira implícita em conjunto ou na planta de beneficiamento, ou nas unidades de
conversão, principalmente no que tange as estimativas de custo.
3.2.1.1 Secagem
A secagem é um dos principais e primeiros processos de beneficiamento da
biomassa; isso se deve ao alto teor de umidade da biomassa. Esse alto teor de umidade
reduz o poder calorífico da biomassa e consome energia na conversão termoquímica,
incompatibilizando ou reduzindo fortemente eficiência da conversão termoquímica
(NOGUEIRA E LORA, 2003). Além de necessária para a adequação às tecnologias de
conversão, a secagem da biomassa reduz custos de transporte.
O processo de secagem pode ser separado em dois grandes grupos, a secagem
natural e a secagem forçada. A secagem natural ocorre com o armazenamento da
biomassa, em campo ou ambiente fechado em condições de clima e circulação de ar
adequados, neste processo a biomassa demora em torno de dois a três meses para atingir
15-20% de teor de umidade (NOGUEIRA E LORA, 2003). Já para a secagem forçada
existem diversos tipos de secadores que permitem a redução do teor de umidade em
diversas condições climáticas. Os principais processos de secagem forçada são: a
secagem rotativa e a pneumática (NOGUEIRA E LORA, 2003).
Os processos e tecnologias de secagem serão abordados juntamente com as
tecnologias de densificação ou de conversão da biomassa, quando não for considerada a
secagem em campo. A escolha por este tipo de abordagem se deve ao fato de obter maior
rendimento energético com o aproveitamento de calor residual tanto do processo de
50
densificação como do processo de conversão da biomassa. Estas especificidades serão
tratadas nos casos de estudo
3.2.1.2 Redução granulométrica
A redução granulométrica da biomassa tem como principal objetivo aumentar a
reatividade e a superfície especifica da biomassa, e também facilitar o transporte e
condicionamento (Nogueira e Lora, 2003). A redução granulométrica também tem como
objetivo adequar o tamanho da biomassa ao necessário para melhor desempenho de cada
tecnologia. As principais tecnologias são os picadores, moedores e trituradores que
existem de diversas formas e modelos. Os detalhes tecnológicos e econômicos, como
qual a tecnologia de redução granulométrica adequada bem como quais os custos
associados à mesma, serão detalhados juntamente com as tecnologias de beneficiamento
ou de conversão, onde integram um conjunto tecnológico, assim como descrito para a
secagem.
3.2.1.3 Densificação
As tecnologias de densificação possuem extrema importância, pois ajudam a
resolver o problema da densidade energética da biomassa. Existe uma gama de
tecnologias de densificação, podendo inclusive haver tecnologias de conversão energética
atuando na cadeia logística como tecnologia de densificação, como o já citado caso da
pirólise. Neste item serão apresentadas as tecnologias previamente selecionadas: a
peletização e a torrefação. O enfardamento que também poder ser classificado como
tecnologia de densificação não será tratado como tal neste trabalho.
3.2.1.4 Peletização
A peletização é o processo onde a biomassa é transformada por uma sequência de
diferentes processos térmicos e mecânicos em biomassa densificada em formatos
geralmente cilíndricos (TEMMERMAN ET AL 2006; GILBERT ET AL 2009). O
principal processo térmico é a secagem que, em geral, reduz a umidade da biomassa de
15% para 8% (SULTANA ET AL 2010). Nos processos mecânicos podem ser citados
51
como principais a moagem (picagem), a extrusão ou a prensa por pistão da biomassa sob
alta pressão para produzir as peças; estas fases são intensivas em energia (SULTANA et
al 2010). Para biomassa lenhosa, o alto teor de lignina é suficiente para manter a liga do
pellet; entretanto para biomassas palhosas são necessários outros processos térmicos para
condicionamento adequado da biomassa e, às vezes, adição de algumas substâncias,
melaço e parafina, por exemplo, para encontrar o correto ponto de aglutinamento.
A peletização aumenta a densidade de algo em torno de 150kg/m³ para algo em
torno de 600kg/m³ (GILBERT et al 2009). As peças possuem tamanho de 3 a 10
milímetros de diâmetro, embora uma moagem de pellets inferiores a este tamanho possa
levar a grandes perdas de finos e da característica fibrosa da biomassa (TEMMERMAM
et al 2006; SULTANA et al 2010). Outras duas propriedades importantes dos pellets são
a durabilidade e a umidade (GILBERT et al 2009).
Essas propriedades dependem diretamente das variáveis de processo, que são: a
qualidade da biomassa, medida pela composição e umidade da biomassa principalmente;
as características da planta de peletização, ou a sequência de processos, tipos de moagem,
tipos de prensa e tipos de aglutinantes utilizados; e as condições operacionais da planta,
temperaturas e pressões basicamente (TEMMERMAN ET AL 2006; GILBERT ET AL
2009; SULTANA ET AL 2010).
Ainda não há no Brasil uma legislação que normatize a produção de pellets;
contudo, utilizando experiências internacionais, a especificação dos pellets deve seguir
alguns parâmetros que garantiram a sua qualidade e indicarão cada uso específico. Os
principais parâmetros para a especificação de pellets são: a origem da biomassa, o
tamanho e forma do pellet, devendo ser informado quais as dimensões e formatos dos
pellets, seu poder calorífico, teor de umidade, teor de cinzas, teor de enxofre, teor de
nitrogênio, teor de cloro e outros possíveis aditivos contidos na biomassa, sua densidade e
a sua durabilidade mecânica, que é a propriedade que indica a habilidade de a biomassa
densificada permanecer intacta quando submetida a algum esforço mecânico
52
(TEMMERMAN ET AL 2006). A partir dessas informações, torna-se possível entender
as propriedades físico-químicas do combustível, sendo, assim, possível adequar melhor
seu uso (NOGUEIRA E LORA, 2003; TEMMERMAN ET AL 2006).
3.2.2 TECNOLOGIAS DE CONVERSÃO DA BIOMASSA
A conversão energética da biomassa pode ser realizada por diversas rotas
tecnológicas definidas de acordo com a biomassa utilizada, energético final desejado,
custo, eficiência, entre outras características. Contudo, as tecnologias de conversão
podem separadas em duas grandes rotas tecnológicas: a bioquímica e a termoquímica
(MCKENDRY, 2002b). Há ainda os processos físicos, como a extração mecânica, que
não são processos de conversão, embora sejam utilizados na produção de
biocombustíveis (MCKENDRY, 2002b).
A rota bioquímica é voltada para a produção de biocombustíveis líquidos e
gasosos, principalmente. As principais tecnologias de conversão bioquímica são a
digestão anaeróbia, fermentação, a hidrólise, ácida, diluída ou enzimática, e o
hidrotratamento. Há ainda a transesterificação direcionada para a produção do biodiesel
(MCKENDRY, 2002b). Diversas combinações e interações podem ser feitos com estes
processos dependendo da biomassa e do produto objetivo (MCKENDRY, 2002b).
A conversão termoquímica da biomassa conta com cinco processos, a combustão,
a gasificação, a pirólise, o hidro thermal upgrading (HTU) e a liquefação,
(MCKENDRY, 2002b). A combustão e a gasificação serão abordadas neste trabalho. Já a
pirólise, conversão da biomassa em sólidos, líquidos e gases, em ambientes sem oxigênio
e com temperaturas por volta de 500ºC; a liquefação, conversão da biomassa sólida em
líquido sujeita a altas pressões e baixas temperaturas, e o HTU, conversão da biomassa
em ambiente úmido e altamente pressurizado para a degradação dos hidrocarbonetos, não
farão parte da análise deste estudo.
53
3.2.2.1 Caldeiras
A combustão é um processo termoquímico em que ocorre a oxidação total do
combustível. Como a combustão será aqui analisada no contexto da geração de energia
elétrica através de ciclos termelétricos a vapor, a descrição será focada nas caldeiras.
As caldeiras podem ser classificadas de acordo com alguns critérios segundo Lora
e Nascimento (2004a): aplicação, disposição relativa dos gases e do fluido de trabalho,
força motriz para a circulação do fluido de trabalho, pressão de operação, tipo de
combustível ou fonte de calor, tecnologia de combustão, disposição da fornalha e
superfície de aquecimento e organização da tiragem de ar e gases de combustão. Dentro
destes critérios, as caldeiras podem ser subclassificadas em dois grandes tipos, conforme
a disposição relativa dos gases e do fluido de trabalho, em flamotubulares e
aquatubulares. Nas caldeiras flamotubulares os gases percorrem tubos imersos em água;
estas caldeiras, em geral, têm aplicações de pequeno porte, até 20 toneladas de vapor por
hora, e com vapor saturado (LORA E NASCIMENTO 2004a). Nas caldeiras
aquatubulares ocorre uma inversão, com a água percorrendo os tubos trocando calor com
os gases através das paredes destes mesmos tubos. Estas caldeiras são utilizadas nas
termelétricas e possuem taxa maior de produção de vapor por área (LORA E
NASCIMENTO 2004a).
Outra subclassificação importante diz respeito à tecnologia de combustão, que é
dividida em: grelha fixa (leito fixo) ou rotativa, para sistemas de pequeno porte de
biomassa ou resíduos; queima em suspensão (ou leito de arrasto), para combustíveis
pulverizados, líquidos ou gasosos; ou em leito fluidizado, podendo ser borbulhante ou
circulante, para combustíveis sólidos em geral (LORA E NASCIMENTO 2004a). Os
mesmo autores apresentam os tipos de fornalhas recomendas para cada tipo de
combustível.
54
TABELA 8 – TIPOS DE FORNALHA RECOMENDADOS POR TIPO DE COMBUSTÍVEL
Grelha fixa
Grelha rotativa
Combustíveis
Combustíveis Sólidos
Líquidos e Gasosos
Caldeiras de pequena
capacidade
Queima em suspensão
Leito fluidizado borbulhante
Leito fluidizado circulante
Queima tangencial
Queima em suspensão
Caldeiras de alta
capacidade
Pressurizada
Ciclônica
Queimadores dispostos frontalmente
Queimadores dispostos lateralmente
Queimadores dispostos na base da fornalha
Fonte: adaptado de Lora e Nascimento (2004a)
Apesar de poder utilizar os mesmos sistemas dos combustíveis fósseis, os
sistemas de combustão de biomassa apresentam algumas diferenças decorrentes
basicamente das diferenças de composição biomassa ser diferente da composição dos
combustíveis fósseis, como foi citado no capítulo anterior. Werther et al (2000) elencam
cinco principais problemas na combustão de resíduos agrícolas: a umidade, a densidade e
o conteúdo de material volátil, características responsáveis por afetar diretamente o
processo e a qualidade da combustão; o conteúdo de cinzas e a baixa temperatura de
fusão das mesmas, que estão diretamente relacionadas com os problemas corrosão,
incrustação e aglomeração; e emissões tóxicas e de poluentes, ocasionadas pela
combustão incompleta ou por compostos consequentes da combustão da biomassa, como
particulados, dioxinas e furanos.
3.2.2.2 Gasificadores
A gasificação é um processo termoquímico que ocorre com compostos orgânicos;
biomassa, carvão e petróleo (HOFFMAN 2010). Independente da fonte o principal
produto da gasificação é o chamado gás de síntese ou syngas 27, composto principalmente
de monóxido de carbono
27
, hidrogênio (
), metano (
) e dióxido de carbono
Syngas é um termo derivado de synthesis gas, gás de síntese em inglês.
55
. Os gases produzidos podem ser separados em gases de baixo poder calorífico, de
3,5 a 10 MJ/m³, de médio poder calorífico, de 10 a 20 MJ/m³ e de alto poder calorífico,
de 20 a 35 MJ/m³ (MCKENDRY, 2002c; ZHANG ET AL 2010). Já os subprodutos
dependem da fonte utilizada.
Tanto a composição do gás de síntese como a proporção de subprodutos também
estão sujeitos ao combustível gasificado, à tecnologia adotada na gasificação e às
condições de operação dos gasificadores (MCKENDRY, 2002c). Kirubakaran et al
(2009) enumeram oito variáveis que afetam a gasificação da biomassa: tamanho (quanto
menor for a carga, maior será a produtividade); forma (relacionada à uniformidade da
reação); estrutura, do mesmo modo que a forma indica a uniformidade com que a reação
ocorre; ambiente onde ocorrem as reações (se este é inerte ou não, e papel do oxigênio);
tipo de fluxo do meio, evidenciando a produtividade de diferentes produtos de acordo
com regiões diferentes no reator; taxas de transferência de calor; temperatura de reação,
destacando que gasificação ocorre a altas temperaturas, em geral acima de 500ºC; e
composição das cinzas, que podem atuar como catalisadores. O oxigênio é o principal
agente gasificante, com concentração típica de 35% e variando entre 20 e 50% da
necessária para a combustão completa (ZHANG ET AL 2010; BACOVSKI ET AL
2010).
Dentro da lista das variáveis acima destacadas, algumas definem a forma
construtiva dos gasificadores, definindo, assim, algumas classificações para estes. Caso
sejam classificados pela fonte de calor, podem ser autotérmicos, quando parte da matéria
prima é utilizada para a geração do calor dentro do próprio gasificador; ou alotérmicos,
quando o calor é fornecido por fonte externa. Podem ser classificados pelo agente
gasificador, ar, vapor ou oxigênio. E por último, podem ser classificados pela forma de
condução da matéria prima no gasificador, podendo ser de leito fixo, leito fluidizado ou
leito de arraste (MCKENDRY 2002c; BACOVSKI et al 2010).
Gasificador de Leito Fixo – GLFi
56
Os gasificadores de leitos fixos são os mais tradicionais dos gasificadores, mais
adequados a pequenas e médias escalas, operam com temperaturas em torno de 1000ºC e
são classificados de acordo com o fluxo de ar em: contracorrente (updraft), concorrente
(downdraft), de fluxo cruzado (cross flow) e de topo aberto, sendo os dois primeiros os
principais tipos (open core gasifiers) (MCKENDRY, 2002; NOGUEIRA E LORA 2003;
ZHANG ET AL 2010).
O primeiro modelo, contracorrente, é o modelo mais simples de gasificador
(BACOVSKI, 2010). A biomassa tem sua entrada pela parte superior do gasificador
enquanto o ar, o agente gasificador, entra pela parte inferior, tendo o movimento em
sentido contrário ao da biomassa no reator, passando, primeiro, por uma região de
secagem, depois por uma região de devolatização seguida de uma região de redução e
pela região onde ocorre a combustão. Assim, as cinzas e a matéria residual caem até a
grelha enquanto os gases gerados movem-se em direção à parte superior do gasificador.
Como vantagens este modelo apresenta grande flexibilidade no teor de umidade da
biomassa, incluindo biomassa com até 60% de umidade, alta eficiência, devido à baixa
temperatura de saída dos gases, e tecnologia de simples construção; já como
desvantagem, apresenta grandes proporções de produtos de pirólise no gás e como
resíduos (MCKENDRY, 2002; ZHANG ET AL 2010; BACOVSKI, 2010). Segundo
Zhang et al (2010), este modelo vem sofrendo alguns descomissionamentos por conta de
questões ambientais.
O gasificador concorrente é similar ao contracorrente, alterando o sentido do fluxo
do agente gasificador. Assim, a biomassa ainda tem sua entrada na parte superior do
gasificador e o agente gasificador segue o mesmo sentido da mesma. Desta forma,
também há uma modificação nas regiões dentro do gasificador: os gases saem na parte
inferior do gasificador e apresentam alta temperatura de saída, diminuindo a eficiência e a
quantidade de produtos de pirólise. Esta última característica, baixo conteúdo de produtos
de pirólise no gás, é a principal vantagem deste modelo, pois o gás já pode ser utilizado
57
em queima em motores alternativos. Como desvantagens, apresenta menor flexibilidade
na qualidade da biomassa (umidade e cinzas), e baixa eficiência (MCKENDRY, 2002;
ZHANG et al 2010; BACOVSKI, 2010). Hoffman (2010) destaca ainda que este modelo
apresenta menor viabilidade econômica que o anterior.
Estes gasificadores operam entre 1300 e 1500ºC, com biomassa entre 6 e 50mm
de diâmetro, não sendo recomendado operação com partículas menores devido à reação
das mesmas, e com tempo de retenção entre 15 e 60 minutos (HOFFMAN, 2010).
FIGURA 11 – GASIFICADORES DE LEITO FIXO
Fonte: adaptado de Bacovski et al (2010)
Gasificador de Leito Fluidizado – GLFl
A principal diferença entre os gasificadores de leito fixo e os gasificadores de leito
fluidizado está na adição de material inerte, que é fluidizado pelo agente gasificador,
uniformizando a distribuição de material, a reação e a distribuição de temperatura dentro
gasificador (BACOVSKI ET AL 2010; ZHANG ET AL 2010).
Os gasificadores de leito fluidizado são classificados em dois grandes tipos, os
borbulhantes e os circulantes. Os gasificadores de leito fluidizado borbulhante têm o
material inerte atuando como uma cama turbulenta, com esta turbulência ocasionada pelo
agente de gasificação que entra pelo fundo do gasificador. Os gasificadores de leito
58
fluidizado circulantes operam circulando o material inerte entre duas unidades: o reator,
onde ocorre a gasificação, e um separador em ciclone, onde são removidas as cinzas.
Como vantagens os gasificadores de leito fluidizado apresentam melhor
distribuição da biomassa e maior uniformidade da temperatura, o que leva a uma menor
temperatura de operação em relação aos gasificadores de leito fixo, em torno de 700 a
950ºC. Há também, para o gasificador de leito fluidizado circulante, o aumento da escala
como consequência da uniformidade de temperatura. Outra vantagem destes
gasificadores é o menor tempo de retenção. Em contrapartida apresenta alto conteúdo de
alcatrão e particulados, requerendo assim um sistema de limpeza posterior. Uma
limitação deste tipo de gasificador reside na temperatura de fusão das cinzas, pois
biomassas com alto conteúdo de cinzas e baixo ponto de fusão levam à formação de
escória a problemas de incrustação e corrosão (MCKENDRY, 2002; ZHANG et al 2010;
BACOVSKI, 2010; HOFFMAN, 2010). Por fim, outro limitante é a que a biomassa de
entrada deve ser particulada em 6 e 10mm.
59
FIGURA 12 – GASIFICADORES DE LEITO FLUIDIZADO
Fonte: adaptado de Bacovski et al (2010)
3.2.3 TECNOLOGIAS DE GERAÇÃO DE ENERGIA ÉLETRICA
Neste item a despeito do título, serão caracterizados os conjuntos tecnológicos
apresentados nas rotas destinados à geração de energia elétrica, ou seja, não serão
caracterizados aqui geradores elétricos conforme seus diferentes tipos, síncrono e
assíncrono, por exemplo. A partir desse entendimento e da prévia definição de quais são
estas tecnologias, estas serão caracterizadas a seguir.
3.2.3.1 Grupos Motores-Geradores
Os motores de combustão interna com geradores acoplados são amplamente
utilizados para a geração de energia elétrica, através da conversão da energia química do
combustível em energia mecânica (motor de combustão) e posterior conversão da energia
mecânica em energia elétrica (gerador elétrico). Esta ampla utilização é devida ao alto
domínio da tecnologia, facilidade de operação e manutenção, rapidez de construção da
usina, custos iniciais baixos, capacidade de modulação, alta confiabilidade, além de
apresentarem uma ampla faixa de aplicação, que vai de poucos kW até algo em torno de
uma centena de MW (LORA e NASCIMENTO, 2004a).
60
Os
principais
fabricantes
mundiais
de
grupos
motores-geradores
são:
GE/Jenbarch, Cummins, Catterpilar e Rolls Royce, há ainda diversos outros fabricantes,
além dos fabricantes somente dos motores combustão interna que são posteriormente
montados em grupos motores-geradores por diferentes grupos 28.
Os motores de combustão interna são classificados basicamente em dois tipos, os
motores de combustão por centelhamento e os motores de combustão por compressão.29
Neste trabalho serão somente considerados os motores por centelhamento, também
designados como motores ciclo Otto, mais especificamente serão considerados os
motores ciclo Otto de quatro tempos30.
A utilização de biogás ou syngas em motores de combustão requer atenção em
alguns pontos. Para ambos os casos, biogás e syngas, o primeiro passo é a limpeza do gás
combustível para a remoção de compostos de enxofre, compostos alcalinos, alcatrão e
particulados, estes três últimos críticos no caso do syngas (PORPATHAM ET AL 2008 e
MARTINEZ ET AL 2012). Para o caso do biogás poucas modificações são necessárias,
incluindo o aumento na taxa de compressão como a mais notória, dado o alto conteúdo de
dióxido carbono (PORPATHAM ET AL 2008). No caso do syngas, além da taxa de
compressão, outras modificações podem ser realizadas, como retardamento do
centelhamento e sistemas de injeção (MARTINEZ ET AL 2012
3.2.3.2 Turbina a Gás-Gerador
As turbinas as gás, também denominadas turbinas de combustão, tiveram sua
expansão para a geração elétrica no final da década de 1980 com o aprimoramento dos
materiais e a melhor adaptação das turbinas aeronáuticas e consequente diminuição dos
28
O site Global Sourcing Guide (www.gsgnet.net) apresenta uma base dados de fabricantes de motores.
Há outros tipos de classificação dos motores de combustão interna, como por tipo de combustível,
aplicação, ciclo de funcionamento, controle de carga, entre outros (LORA e NASCIMENTO, 2004a)
30
Os motores diesel não foram considerados devido a algumas características necessárias do combustível,
como o número de cetanas, lubricidade e poder calorífico (SZKLO E ULLER, 2008).N Contudo, há
estudos a respeito de motores biocombustíveis biogás/metano-diesel (BEDOYA ET AL 2009 E
CARLUCCI ET AL 2011)
29
61
custos; as turbinas a gás são amplamente utilizadas para a geração de energia elétrica em
todas as partes do mundo (TOLMASQUIM ET AL 2003).
As turbinas a gás para geração de energia elétrica podem ser classificadas em dois
grandes grupos, as aeroderivativas, que como o próprio nome diz são derivadas das
turbinas aeronáuticas, e as heavy duty, que dispõem de projetos específicos e apresentam
maior robustez (LORA e NASCIMENTO, 2004a). Estas turbinas são formadas
basicamente por um compressor, uma câmara de combustão e uma turbina, acoplada a
um gerador elétrico.
Alguns detalhes relativos à adaptação das turbinas a gás natural para utilização de
syngas devem ser mencionados, por este ter propriedades diferentes do gás natural. Gupta
et al (2010) mostram que as principais adaptações que devem ser realizadas são derivadas
do baixo poder calorífico do syngas em relação ao gás natural, pelo alto conteúdo de
hidrogênio, monóxido de carbono e metano, que modificam as características da
combustão. Essas modificações são: mudanças de layout da turbina pelo diferente fluxo
de massa, adaptações no sistema de injeção, nas válvulas e na câmara de combustão.
Outra ponto importante, ainda segundo Gupta et al (2010), são os sistemas de compressão
diferentes, separados do eixo da turbina, dado o baixo poder calorífico do gás, juntamente
com diferentes estágios de queima também são utilizados para aumentar a eficiência da
turbina. Hoffman (2010) também destaca também a necessidade de aumento da vazão de
combustível, devido ao baixo poder calorífico, e consequente necessidade de
redimensionamento de sistemas de condução, válvulas, bocais, etc.
3.2.3.3 Turbina a Vapor-Gerador
A turbina a vapor é uma das tecnologias mais difundidas para produção de
trabalho, a partir de fluidos térmicos. Isto se deve a sua confiabilidade, flexibilidade,
eficiência e vida útil. Outra vantagem das turbinas é sua ampla faixa de potência, desde
poucos kW até a ordem de alguns milhares de MW (LORA e NASCIMENTO, 2004a).
62
As turbinas a vapor são classificadas em dois grandes grupos, ação e reação, com
diversas subclassificações. Neste trabalho somente serão analisadas as turbinas de reação
de contrapressão e de condensação. As turbinas de contrapressão são caracterizadas por
sua saída de vapor estar em pressão igual ou maior à atmosférica, enquanto as turbinas de
condensação trabalham com pressões menores que as atmosféricas através da utilização
de condensadores (LORA e NASCIMENTO, 2004a). Outras características das turbinas,
de ambos os tipos, é que estas podem conter ou não extrações de vapor em determinadas
pressões antes de suas saídas, utilizadas em geral para o vapor de processo. A partir
destas classificações básicas diferentes tipos de esquemas são encontrados em turbinas a
vapor: a turbinas a contrapressão com extração controlada e a turbina de condensação
com reaquecimento31.
A vantagem das turbinas a vapor sobre as turbinas a gás e os motores de
combustão envolve a não necessidade de adaptação de seus projetos, utilizando
tecnologia já disponível e testada no mercado.
Por fim, o ciclo termodinâmico que será analisado neste trabalho para as turbinas
a vapor será o ciclo Rankine, o qual será posteriormente especificado juntamente com as
turbinas e com a caracterização de cada de estudos, no capítulo cinco.
3.2.4 EQUIPAMENTOS AUXILIARES
Diversos outros equipamentos fazem parte do sistema de uma termelétrica, estes
equipamentos, apesar de não fazerem parte do processo principal, são essenciais para o
perfeito funcionamento da usina. Os principais são os trocadores de calor como
regeneradores, aquecedores e superaquecedores, torres de resfriamento; e condensadores,
sistemas de tratamento de água, desaeradores, sistemas de preparação de combustível,
bombas entre outros. Estes equipamentos não serão aqui descritos, pois o trabalho foca a
análise de viabilidade, tendo somente seus custos relativos considerados nas análises de
custos.
31
Para um maior detalhamento sobre turbinas a vapor consultar Lora e Nascimento (2004a)
63
4 PRODUÇÃO AGRÍCOLA E DE RESÍDUOS –
HISTÓRICO, SITUAÇÃO ATUAL E PROJEÇÕES
Neste capítulo serão apresentados dados históricos, atuais e projeções de
produção, com horizonte até 2030, das culturas previamente detalhadas. As fontes de
dados utilizadas foram: as pesquisas agrícolas municipais, realizadas pelo IBGE (IBGE,
2010). Já para os dados de projeções foram utilizados os dados provenientes do Estudo de
baixo carbono para o Brasil realizado pela ICONE/Banco Mundial, em seu cenário de
referência (NASSAR ET AL 2010). Vale destacar que o modelo utilizado pela ICONE
faz uma otimização entre demanda e oferta dos diversos produtos localizando a produção
pela sua lucratividade regional. Novamente, como explicado no capítulo dois, a escolha
pelos dados do IBGE e não da Conab deve-se a desagregação por microrregião e a
compatibilização com as projeções.
Como o foco deste trabalho é localizar o potencial energético, mais
especificamente focado na geração de energia elétrica, de maneira dinâmica, ou seja, ao
longo de um período de tempo, foi utilizada a desagregação por microrregião 32. Esta
escolha também se deve a necessidade de compatibilização com as projeções de Nassar et
al (2010).
Os dados disponíveis do estudo de baixo carbono para o Brasil foram as áreas
utilizadas pelas culturas agrícolas selecionadas. Assim, para a projeção de produção, em
toneladas, por microrregião para cada cultura apresentada neste trabalho, foi utilizada a
evolução projetada da produtividade regional para obter os dados de produção por
microrregião.
Para a exposição dos dados históricos foram selecionadas as cinco maiores
microrregiões produtoras por cultura no ano de 2009, já para os dados das projeções
foram selecionadas as cinco microrregiões produtoras em 2030 pelas projeções, além dos
32
Ver Lima et al.(2002), disponível em
htt p: // www1.ibge.gov.br/home/.../Anexo_C_6_3_1_1_DTB.doc
64
cinco maiores estados e regiões para ambos os casos. Posteriormente para a montagem e
análise do estudo de casos esta triagem e seleção de microrregiões serão detalhadas de
maneira mais pormenorizada, no capítulo cinco.
4.1 PRODUÇÃO – HISTÓRICO E PROJEÇÕES
4.1.1 ALGODÃO HERBÁCEO
As regiões que concentram a produção de algodão são as regiões centro-oeste e
nordeste, respondendo por 61% e 34% da produção em 2009 respectivamente, sendo a
produção das outras regiões com participação de pouca importância (IBGE, 2010).
Detalhadamente é possível verificar que a produção se concentra em dois estados, Mato
Grosso e Bahia, os dois respondendo por quase 81% da produção nacional em 2009 e
em cinco microrregiões. Nas tabelas a seguir são expostas as condições históricas e
projeções.
TABELA 9 – HISTÓRICO DE PRODUÇÃO DE ALGODÃO
LOCALIDADE
Barreiras - BA
Parecis - MT
Primavera do Leste –
1990 1995
1
7
5
5
PRODUÇÃO [ mil t]
2000
2005
2006 2007
100
682
702
989
193
424
385
579
2008
966
555
2009
731
423
-
2
212
399
337
503
407
271
5
25
225
295
261
261
273
201
21
76
57
150
80
190
204
157
MATO GROSSO
BAHIA
GOIAS
MATO GROSSO DO
58
109
60
87
76
157
1.003
133
254
1.683
822
432
1.438
810
203
74
106
128
176
94
MINAS GERAIS
CENTRO OESTE
NORDESTE
SUDESTE
NORTE
SUL
94
191
151
575
14
853
1.78
50
350
172
361
28
530
100
1.388
244
248
2
125
153
2.308
893
384
3
79
100
1.745
886
244
1
23
90
75
56
2.688 2.549 1.787
1.186 1.280 998
208
131
93
2
7
12
26
17
8
1.442
2.007
3.666
2.899
4.111 3.983 2.898
MT
Rondonópolis - MT
Sudoeste de Goiás –
GO
SUL
BRASIL
3
2.204 2.083 1.416
1.125 1.168 917
297
287
227
183
179
144
Fonte: Elaboração própria a partir de IBGE (2010)
65
TABELA 10 – PROJEÇÕES DE PRODUÇÃO DE ALGODÃO
PRODUÇÃO [mil t]
LOCALIDADE
Rondonópolis - MT
Primavera do Leste
– MT
2010
251
2015
324
2020
468
2025
740
2026
762
2027
784
2028
805
2029
827
2030
848
455
553
616
704
718
736
756
776
799
Canarana - MT
Cassilândia - MS
121
168
256
422
438
454
470
486
502
123
159
229
362
373
384
394
405
415
Parecis - MT
612
900
1.087
567
541
513
482
449
413
2.040
2.758
3.318
3.152
3.179
3.206
171
214
299
462
473
485
MATO GROSSO
MATO GROSSO DO
SUL
3.229 3.254
496
508
512
512
3.276
519
GOIAS
282
307
376
512
512
513
BAHIA
1.275
1.661
2.116
2.611
2.718
2.830
PIAUÍ
20
36
48
55
53
51
CENTRO OESTE
2.498
3.284
4.000
4.132
4.172
4.210
4.245 4.280
4.314
NORDESTE
1.319
1.725
2.196
2.701
2.807
2.917
3.030 3.146
3.265
SUDESTE
254
321
375
392
395
398
400
402
405
SUL
19
38
41
25
23
20
18
15
13
NORTE
3
5
8
0
0
0
0
0
0
BRASIL
4.093
5.372
6.619
7.251
7.397
7.546
2.894 2.952
99
157
7.693 7.844
512
3.013
214
7.996
Fonte: Elaboração própria a partir de Nassar et al. (2010)
Para as projeções de produção de algodão é possível verificar a manutenção do
domínio das regiões Centro-Oeste e Nordeste, contudo a região Nordeste ganha
participação na produção de algodão brasileiro. Isto devido ao aumento da produção nos
estados do Piauí, Maranhão e Bahia.
4.1.2 ARROZ
Para a cultura do arroz é notável o domínio da região sul do país,
especificamente, o estado do Rio Grande do Sul que responde por 63% da produção
nacional (IBGE, 2010). Os outros dois estados importantes são Santa Catarina e Mato
Grosso, este último teve na última década forte aumento de sua produtividade na cultura
do arroz sequeiro.
No nível das microrregiões o domínio das microrregiões do estado do Rio
Grande do Sul é absoluto, com destaque para a microrregião da Campanha Ocidental,
que agrega os maiores municípios produtores de arroz do país (IBGE, 2010). O arroz
sequeiro obteve nesta última década altos ganhos de produtividade, principalmente no
66
estado do Mato Grosso, porém no último ano este vem perdendo espaço devido à maior
rentabilidade da soja e do milho, com a expansão da safrinha (CONAB, 2011). As
condições históricas e projeções para a produção de arroz são expostas nas duas tabelas
seguintes.
TABELA 11 – HISTÓRICO DE PRODUÇÃO DE ARROZ
PRODUÇÃO [mil t]
LOCALIDADE
Campanha Ocidental
1990
1995
2000
2005
2006
2007
2008
2009
890
1.415
1.321
1.732
2.223
1.835
2.275
2.423
Osório – RS
303
389
404
603
568
559
591
632
Litoral Lagunar - RS
Campanha
Meridional - RS
507
555
511
544
451
494
549
627
46
312
322
472
465
282
465
588
165
312
351
380
408
461
471
532
3.194
5.038
4.981
6.103
6.784
6.340
7.336
7.978
SANTA CATARINA
568
708
799
1.056
1.072
1.038
1.018
1.034
MATO GROSSO
421
762
1.852
2.263
721
707
683
793
MARANHÃO
465
952
727
673
702
685
686
609
PARÁ
148
338
404
632
399
368
292
303
4.016
5.955
5.960
7.296
8.029
7.553
8.527
9.179
CENTRO OESTE
915
1.423
2.375
2.863
1.138
1.165
1.109
1.227
NORDESTE
855
1.732
1.321
1.189
1.113
1.026
1.163
1.087
NORTE
606
1.125
1.071
1.482
969
1.030
1.025
959
1.030
991
363
278
287
236
199
7.421
11.226
408
11.13
13.193
11.527
11.061
12.061
12.652
- RS
Camaquã – RS
RIO GRANDE DO SUL
SUL
SUDESTE
BRASIL
5
Fonte: Elaboração própria a partir de IBGE (2010)
67
TABELA 12 – PROJEÇÕES DA PRODUÇÃO DE ARROZ
PRODUÇÃO [mil t]
LOCALIDADE
2010
2015
2020
2025
2026
2027
2028
2029
2030
Campanha
Ocidental – RS
2.077
2.424
2.842
3.308
3.412
3.518
3.626
3.738
3.860
Osório – RS
759
889
1.047
1.224
1.264
1.304
1.345
1.388
1.435
Camaquã – RS
589
690
812
949
980
1.012
1.044
1.077
1.113
Santa Maria – RS
546
636
746
867
894
922
950
979
1.011
Porto Alegre –RS
351
412
485
567
585
604
623
643
665
RIO GRANDE DO
SUL
7.583
8.563
9.530
10.668
10.925
11.186
11.451
11.720
11.984
SANTA
CATARINA
1.211
1.371
1.556
1.756
1.800
1.844
1.890
1.941
2.012
MATO GROSSO
654
727
780
901
937
978
1.022
1.068
1.117
MARANHÃO
880
906
962
995
999
1.012
1.017
1.029
1.041
555
651
771
799
831
866
901
940
SUL
9.215
473
10.385 11.562 12.914
13.221
13.535
13.853
14.180
14.518
NORDESTE
1.410
1.496
1.590
1.716
1.741
1.766
1.796
1.841
1.890
CENTRO OESTE
1.009
1.089
1.208
1.444
1.503
1.569
1.639
1.713
1.794
NORTE
1.025
1.169
1.316
1.500
1.548
1.609
1.668
1.715
1.768
251
296
359
445
467
491
516
542
571
18.481
18.970
19.472
19.993
20.541
PARÁ
SUDESTE
12.910
BRASIL
14.434 16.035 18.019
Fonte: Elaboração própria a partir de Nassar et al. (2010)
As projeções de produção mostram ainda a permanência do domínio da região
Sul e Particularmente do estado do Rio Grande do Sul na produção de arroz nacional,
apesar da perda relativa da participação do estado. Esta perda é ocasionada
principalmente pelo aumento da produtividade das outras regiões. As projeções de arroz
utilizadas são similares às apresentadas em MAPA (2011).
4.1.3 MILHO
A cultura do milho juntamente com a cana de açúcar e com a soja foram as
culturas que mais evoluíram, em produção, nos últimos vinte anos (IBGE, 2010).
Puxado principalmente pela região centro oeste, Mato Grosso e Goiás mais
especificamente, porém a expansão nas regiões sul e sudeste também é significativa,
estas tendo o estado do Paraná e de Minas Gerais, respectivamente, como principais
produtores (IBGE, 2010). Como já mencionado a expansão do milho deve-se
primordialmente ao aumento de produtividade da safrinha, aos altos ganhos de
68
produtividade no centro oeste brasileiro e a expansão do rebanho de aves e suínos. A
seguir a exposição das condições históricas e projeções da produção de milho.
TABELA 13 – HISTÓRICO DE PRODUÇÃO DE MILHO
PRODUÇÃO [mil t]
LOCALIDADE
Alto Teles Pires –
1990
1995
2000
2005
2006
2007
2008
2009
22
195
513
1.275
1.674
2.583
2.911
3.127
539
1.353
1.538
1.020
1.462
1.834
2.251
2.346
Parecis – MT
73
125
130
746
798
1.229
1.706
1.815
Toledo – PR
328
954
470
422
994
1.851
1.527
1.304
Barreiras – BA
20
308
590
692
395
767
978
1.090
5.161
8.988
7.354
8.572
11.240
14.258
15.613
11.288
MATO GROSSO
619
1.226
1.430
3.483
4.228
6.130
7.799
8.182
MINAS GERAIS
2.273
3.745
4.232
6.244
5.152
6.066
6.611
6.537
GOIAS
RIO GRANDE DO
1.848
3.477
3.659
2.856
3.297
4.156
5.102
4.981
3.957
5.936
3.936
1.485
4.528
5.969
5.232
4.187
SUL
11.793
18.575
14.694
12.753
18.654
24.021
24.935
18.719
CENTRO OESTE
3.108
6.236
6.297
7.858
10.102
13.522
16.902
15.627
SUDESTE
5.259
8.070
7.437
10.487
9.635
10.371
11.407
10.327
NORDESTE
649
2.438
2.949
2.933
3.168
3.128
4.427
4.799
NORTE
540
949
945
1.083
1.102
1.070
1.264
1.274
BRASIL
21.348
36.267
32.321
35.113
42.662
52.112
58.933
50.746
MT
Sudoeste de Goiás
– GO
PARANÁ
SUL
Fonte: Elaboração própria a partir de IBGE (2010)
Para as projeções da produção de milho foi utilizada uma metodologia diferente
das demais. Isto se deve ao fato que as projeções de área utilizadas disponíveis (Nassar
et al. 2010) continham somente as projeções de área da primeira safra do milho,
faltando, assim, as projeções da segunda safra. Com isso foi feita uma parametrização
entre primeira safra e safrinha, baseada no histórico recente dos últimos cinco anos, e,
destarte, a estimação das áreas utilizadas da safrinha para as microrregiões e em
seguida foi aplicada a mesma metodologia das outras culturas. A seguir a tabela com as
projeções.
69
TABELA 14 – PROJEÇÕES DA PRODUÇÃO DE MILHO
PRODUÇÃO [mil t]
LOCALIDADE
2010
2015
2020
2025
2026
2027
2028
2029
2030
Alto Teles Pires
– MT
3.571
3.899
3.970
4.303
4.304
4.310
4.320
4.376
4.463
Toledo – PR
1.029
1.373
1.664
2.285
2.445
2.616
2.799
2.995
3.205
Primavera do
Leste – MT
1.702
1.718
1.822
1.971
2.082
2.176
2.271
2.343
2.402
Dourados – MS
1.407
1.420
1.505
1.629
1.720
1.798
1.876
1.936
1.985
Parecis – MT
1.289
1.436
1.640
1.856
1.835
1.816
1.800
1.776
1.754
PARANÁ
9.382
10.373
11.191
12.640
12.983
13.337
13.729
14.102
14.418
MATO GROSSO
10.104
10.782
11.741
12.865
13.154
13.413
13.686
13.944
14.207
MINAS GERAIS
6.336
7.102
7.733
8.339
8.496
8.632
8.772
8.915
9.054
RIO GRANDE
DO SUL
6.040
6.338
6.657
7.091
7.187
7.272
7.356
7.437
7.522
SÃO PAULO
3.948
4.174
4.421
4.653
4.698
4.742
4.804
4.841
4.907
SUL
18.492
20.061
21.544
23.862
24.403
24.933
25.502
26.073
26.576
CENTRO OESTE
14.669
15.602
17.107
18.991
19.691
20.323
20.981
21.559
22.106
SUDESTE
10.511
11.526
12.419
13.272
13.478
13.662
13.868
14.052
14.259
NORDESTE
3.363
3.552
3.811
4.215
4.294
4.374
4.457
4.541
4.628
NORTE
1.173
1.324
1.696
1.881
1.928
1.974
2.022
2.070
2.119
BRASIL
48.207
52.065
56.576
62.221
63.794
65.265
66.830
68.293
69.688
Fonte: Elaboração própria a partir de Nassar et al. (2010)
Observando as projeções de milho é possível notar que deverá ser mantida a
estrutura de participação entre as regiões, a menos do Nordeste que perde participação
para a produção no Sudeste. Nota-se também que as projeções de milho são bastantes
similares as projeções do Ministério da Agricultura (MAPA, 2011).
4.1.4 SOJA
Como mencionado para o caso do milho, a expansão da soja foi altamente
expressiva, principalmente na região centro oeste do Brasil, com destaque para o Mato
Grosso que aumentou sua produção em quase seis vezes nos últimos vinte anos. Isto se
deve basicamente a pesquisa em sementes transgênicas, que possibilitou a expansão da
soja para climas de savana, e a grande mecanização e organização da cultura na região
que se deu através de grandes grupos agroindustriais. Esta expansão da soja também
tem como base a forte exportação do grão que representa 50% da produção e tem como
principais destinos a Europa, a Rússia e a China (EMBRAPA, 2003b e AGNOL ET AL.
70
2010). As condições históricas e projeções de produção de soja são apresentadas nas
duas tabelas que seguem.
TABELA 15 – HISTÓRICO DA PRODUÇÃO DE SOJA
PRODUÇÃO [mil t]
LOCALIDADE
Alto Teles Pires MT
Sudoeste de Goiás GO
1990
1995
2000
2005
2006
2007
2008
2009
579
1.282
2.697
5.630
5.275
5.108
5.813
5.750
622
1.639
2.392
3.902
3.304
3.313
3.573
3.584
Parecis – MT
705
1.110
2.131
2.910
2.646
2.592
2.948
3.025
Toledo – PR
941
1.202
1.184
1.842
2.321
2.838
2.671
2.091
Barreiras – BA
178
886
1.324
1.992
1.653
1.897
2.294
2.022
MATO GROSSO
3.065
5.491
8.774
17.761
15.594
15.275
17.803
17.963
PARANÁ
RIO GRANDE DO
SUL
4.650
5.694
7.188
9.492
9.363
11.877
11.800
9.409
6.313
5.848
4.784
2.445
7.559
9.929
7.680
8.025
GOIAS
MATO GROSSO DO
SUL
1.258
2.147
4.093
6.984
6.018
5.938
6.605
6.809
2.039
2.284
2.486
3.719
4.154
4.846
4.571
4.046
CENTRO OESTE
6.441
10.008
15.446
28.653
25.911
26.202
29.132
28.974
SUL
11.501
11.987
12.497
12.544
17.721
22.917
20.427
18.428
226
1.256
2.064
3.960
3.468
3.909
4.832
4.421
1.686
2.385
2.629
4.641
4.102
3.662
4.012
4.079
NORTE
44
47
185
1.385
1.262
1.167
1.430
1.443
BRASIL
19.898
25.683
32.821
51.182
52.465
57.857
59.833
57.345
NORDESTE
SUDESTE
Fonte: Elaboração própria a partir de IBGE (2010)
71
TABELA 16 – PROJEÇÕES DA PRODUÇÃO DE SOJA
PRODUÇÃO [mil t]
LOCALIDADE
2010
2015
2020
2025
2026
2027
2028
2029
2030
Alto Teles
Pires – MT
6.233
7.590
8.908
9.614
9.748
9.880
10.008
10.105
10.180
Parecis – MT
Dourados –
MS
Barreiras –
BA
3.730
4.129
4.518
4.952
5.025
5.094
5.159
5.228
5.293
3.353
3.897
4.351
4.794
4.874
4.951
5.024
5.105
5.183
2.375
2.618
3.087
3.909
4.100
4.361
4.586
4.815
5.040
Sudoeste de
Goias – GO
3.049
3.544
3.957
4.360
4.432
4.502
4.569
4.642
4.713
17.859
20.736 23.715 26.576
27.133
27.682
28.225 28.756
29.262
10.375
PARANÁ
RIO
GRANDE DO 9.934
SUL
7.202
GOIAS
MATO
GROSSO DO 5.584
SUL
12.182 13.950 15.499
15.811
16.120
16.417 16.721
17.023
11.382 12.548 13.575
13.778
13.977
14.182 14.384
14.583
8.353
9.310
10.243
10.410
10.571
10.725 10.895
11.059
6.274
6.800
7.301
7.387
7.468
7.545
7.717
MATO
GROSSO
7.633
CENTRO
OESTE
30.812
35.542 40.011 44.309
45.120
45.911
46.686 47.474
48.228
SUL
21.315
24.758 27.881 30.639
31.191
31.736
32.277 32.821
33.360
NORDESTE
5.016
5.735
7.032
8.534
8.854
9.213
9.549
9.891
10.227
SUDESTE
3.928
4.899
5.360
5.783
5.858
5.937
6.011
6.088
6.163
NORTE
1.682
2.033
2.616
3.436
3.560
3.706
3.845
3.987
4.132
BRASIL
62.754
72.967 82.901 92.701
94.584
96.502
98.369
100.262
102.109
Fonte: Elaboração própria a partir de Nassar et al. (2010)
As projeções da produção de soja indicam a permanência das atuais regiões
líderes em produção como líderes em 2030. Destaque deve ser feito para os incrementos
de produção nos estados do Mato Grosso, Paraná, Rio Grande do Sul e Bahia.
4.2 QUANTIDADE, LOCALIZAÇÃO E DIPONIBILIDADE DOS
RESÍDUOS
Disponíveis as informações dos itens anteriores, produção atual e projeções
localizadas por microrregião, tipo, caracterização e produtividade dos resíduos, é
possível verificar a quantidade de resíduos para o aproveitamento energético distribuído
por microrregião e por ano até 2030. Para efeito de exposição novamente serão
72
apresentadas as cincos maiores produtoras de resíduos em mil toneladas no ano de
2030, para posterior seleção, na montagem dos casos, de acordo com variáveis de
tecnologia e logística expostas nos capítulos anteriores.
Uma questão importante que deve ser bem avaliada para a remoção dos resíduos
agrícolas com fim energético é a função que estes desempenham no solo. Conforme
Andrews (2006), alguns efeitos genéricos dos resíduos dispostos no solo são: proteção
contra erosão, aumento da qualidade em nível de micronutrientes, aumento e
manutenção da matéria orgânica no solo, aumento da atividade biológica e aumento da
produtividade. Entretanto, ainda segundo Andrews (2006), esses efeitos podem variar e
causar até mesmo prejuízo ao solo dependendo de cada caso específico. Um dado
importante é quanto do resíduo disponível em campo pode ser removido sem prejudicar
a qualidade do solo33 e sem a necessidade da aplicação de implementos para correção34
do solo. A remoção ideal dos resíduos dispostos no campo é algo em torno de 30% da
cobertura do solo, no entanto é importante diferenciar a taxa de remoção da cobertura
do solo com a taxa de remoção por massa (ANDREWS, 2006 e USDA, 2006). Não
necessariamente a remoção de 30% da massa disposta em campo é o mesmo que 30%
de remoção da cobertura do solo. Outro detalhe importante é que esta taxa de remoção
da cobertura do solo depende não somente da qualidade do solo, mas também das
condições edafoclimáticas, formas de manejo do solo, entre outros (ANDREWS, 2006 e
USDA, 2006). Isso se torna muito relevante quando há rotação entre culturas e
integração entre lavoura e pecuária
Como esta taxa de remoção varia de acordo com as condições citadas é de
extrema importância que seja feito um mapeamento das diferentes possíveis taxas de
remoção, juntamente com os zoneamentos já realizados pela Embrapa. Um exemplo
33
Para melhor entendimento do que é qualidade do solo ver Nelson (2002), Andrews (2006) e USDA
(2006).
34
A remoção acima da taxa ideal deve ser reposta com nutrientes, o que aumentaria o custo da biomassa.
Contudo,pode ser uma alternativa viável como exposto em Kumar et al. (2003).
73
deste tipo de mapeamento, restrito apenas a algumas variáveis, é demonstrado em
Nelson (2002).
Neste estudo será utilizada de maneira simplificada a taxa de remoção da
cobertura do solo de 20% para os resíduos agrícolas de todas as culturas nas diferentes
regiões, estimado a partir de USDA (2006), de maneira a não superestimar as
quantidades de resíduos.
Para o único resíduo agroindustrial que será estudado neste trabalho, a casca de
arroz, não cabe uma taxa de remoção e sim uma taxa de aproveitamento. Sendo assim, a
taxa de aproveitamento utilizada neste trabalho será também de 20%, ou seja, somente
40% da casca de arroz estará disponível35. Esta estimativa se deve ao fato de a casca de
arroz já estar presente em diversos projetos de aproveitamento energético. Outra
consideração feita para a casca de arroz é que a produção de casca de arroz se dá na
mesma microrregião que a produção de arroz, na prática isso é o mesmo que assumir
que as unidades de beneficiamento de arroz se encontram nas microrregiões produtoras
de arroz. A seguir seguem as tabelas com a disponibilização de resíduos em base seca.
35
A taxa de 20% foi considerada, pois a análise de aproveitamento será considerada somente a partir de
2015, como será explicado no sexto capítulo, considerando assim a maior parte já contratada para outros
usos energéticos, principalmente como combustível para calor de processo.
74
TABELA 17 – RESÍDUOS DE ALGODÃO
Resíduos de
algodão
PRODUÇÃO DISPONÍVEL EM BASE SECA [mil t]
LOCALIDADE
Rondonópolis
– MT
Primavera do
Leste – MT
Canarana –
MT
Cassilândia –
MS
2010
2015 2020 2025
2026
2027
2028
2029
2030
50
65
94
148
153
157
162
166
170
91
111
124
141
144
148
152
156
160
24
34
51
85
88
91
94
97
101
25
32
46
73
75
77
79
81
83
Parecis – MT
MATO
GROSSO
MATO
GROSSO DO
SUL
123
181
218
114
109
103
97
90
83
409
553
666
632
638
643
648
653
657
34
43
60
93
95
97
100
102
104
GOIAS
57
62
76
103
103
103
103
103
103
BAHIA
256
333
425
524
545
568
581
592
604
4
7
10
11
11
10
20
31
43
501
659
803
829
837
845
852
859
865
NORDESTE
265
346
441
542
563
585
608
631
655
SUDESTE
51
64
75
79
79
80
80
81
81
SUL
4
8
8
5
5
4
4
3
3
NORTE
1
1
2
0
0
0
0
0
0
BRASIL
821
PIAUÍ
CENTRO
OESTE
1.078 1.328 1.455 1.484 1.514 1.544 1.574 1.604
Fonte: Elaboração própria.
75
TABELA 18 – PALHA DE ARROZ
Palha de
Arroz
PRODUÇÃO DISPONÍVEL EM BASE SECA [mil t]
LOCALIDADE
Campanha
Ocidental –
RS
2010
2015
2020
2025
2026
2027
2028
2029
2030
417
487
571
664
685
706
728
751
775
Osório – RS
Camaquã –
RS
Santa Maria
– RS
Porto Alegre
–RS
RIO
GRANDE DO
SUL
SANTA
CATARINA
MATO
GROSSO
152
179
210
246
254
262
270
279
288
118
138
163
191
197
203
210
216
223
110
128
150
174
180
185
191
197
203
71
83
97
114
118
121
125
129
133
1.523
1.719
1.913
2.142
2.193
2.246
2.299
2.353
2.406
243
275
312
353
361
370
379
390
404
131
146
157
181
188
196
205
214
224
MARANHÃO
177
182
193
200
201
203
204
207
209
PARÁ
95
111
131
155
160
167
174
181
189
1.850
2.085
2.321
2.593
2.654
2.717
2.781
2.847
2.915
NORDESTE
CENTRO
OESTE
283
300
319
344
350
354
360
370
379
203
219
243
290
302
315
329
344
360
NORTE
206
235
264
301
311
323
335
344
355
SUDESTE
50
59
72
89
94
98
104
109
115
2.592
2.898
3.219
3.618
3.710
3.809
3.909
4.014
4.124
SUL
BRASIL
Fonte: Elaboração própria.
76
TABELA 19 – CASCA DE ARROZ
Casca de Arroz
PRODUÇÃO DISPONÍVEL EM BASE SECA [mil t]
LOCALIDADE
2010
2015
2020
2025
2026
2027
2028
2029
2030
Campanha
Ocidental – RS
77
90
105
123
127
131
135
139
143
Osório – RS
28
33
39
45
47
48
50
52
53
Camaquã – RS
22
26
30
35
36
38
39
40
41
Santa Maria – RS
20
24
28
32
33
34
35
36
38
Porto Alegre –RS
13
15
18
21
22
22
23
24
25
RIO GRANDE DO
SUL
281
318
354
396
405
415
425
435
445
SANTA CATARINA
45
51
58
65
67
68
70
72
75
MATO GROSSO
24
27
29
33
35
36
38
40
41
MARANHÃO
33
34
36
37
37
38
38
38
39
PARÁ
18
21
24
29
30
31
32
33
35
SUL
342
385
429
479
491
502
514
526
539
NORDESTE
52
55
59
64
65
66
67
68
70
CENTRO OESTE
37
40
45
54
56
58
61
64
67
NORTE
38
43
49
56
57
60
62
64
66
SUDESTE
9
11
13
17
17
18
19
20
21
479
536
595
668
686
704
722
742
762
BRASIL
Fonte: Elaboração própria.
77
TABELA 20 – PALHA DE MILHO
Palha de
Milho
PRODUÇÃO DISPONÍVEL BASE SECA [mil t]
LOCALIDADE
2010
2015
2020
2025
2026
2027
2028
2029
2030
Alto Teles
Pires - MT
1.069
1.166
1.188
1.287
1.288
1.290
1.293
1.309
1.335
308
411
498
684
732
783
838
896
959
509
514
545
590
623
651
679
701
719
421
425
450
487
515
538
561
579
594
Toledo – PR
Primavera do
Leste – MT
Dourados –
MS
Parecis – MT
386
430
491
555
549
543
539
531
525
PARANÁ
MATO
GROSSO
MINAS
GERAIS
RIO GRANDE
DO SUL
2.807
3.104
3.348
3.782
3.885
3.990
4.108
4.219
4.314
3.023
3.226
3.513
3.849
3.936
4.013
4.095
4.172
4.251
1.896
2.125
2.314
2.495
2.542
2.583
2.625
2.667
2.709
1.807
1.896
1.992
2.122
2.150
2.176
2.201
2.225
2.250
SÃO PAULO
1.181
1.249
1.323
1.392
1.406
1.419
1.437
1.448
1.468
SUL
CENTRO
OESTE
5.533
6.002
6.446
7.140
7.301
7.460
7.630
7.801
7.951
4.389
4.668
5.118
5.682
5.891
6.081
6.277
6.450
6.614
SUDESTE
3.145
3.449
3.716
3.971
4.033
4.088
4.149
4.204
4.266
NORDESTE
1.006
1.063
1.140
1.261
1.285
1.309
1.334
1.359
1.385
NORTE
351
396
507
563
577
591
605
619
634
BRASIL
14.424
19.087
19.527
19.996
20.433
20.851
15.578 16.928 18.616
Fonte: Elaboração própria.
78
TABELA 21 – PALHA DE SOJA
Palha de Soja
PRODUÇÃO DISPONÍVEL EM BASE SECA [mil t]
LOCALIDADE
2010
2015
2020
2025
2026
2027
2028
2029
2030
Alto Teles Pires MT
2.225
2.710
3.180
3.432
3.480
3.527
3.573
3.607
3.634
Parecis - MT
1.332
1.474
1.613
1.768
1.794
1.819
1.842
1.866
1.889
Dourados - MS
1.197
1.391
1.553
1.712
1.740
1.767
1.794
1.822
1.850
Barreiras - BA
848
934
1.102
1.395
1.464
1.557
1.637
1.719
1.799
Sudoeste de
Goias - GO
1.089
1.265
1.413
1.556
1.582
1.607
1.631
1.657
1.683
MATO GROSSO
6.376
7.403
8.466
9.488
9.686
9.882
10.076
10.266
10.447
PARANÁ
3.704
4.349
4.980
5.533
5.644
5.755
5.861
5.969
6.077
RIO GRANDE
DO SUL
3.547
4.063
4.480
4.846
4.919
4.990
5.063
5.135
5.206
GOIAS
2.571
2.982
3.324
3.657
3.717
3.774
3.829
3.889
3.948
MATO GROSSO
DO SUL
1.994
2.240
2.428
2.606
2.637
2.666
2.694
2.725
2.755
CENTRO OESTE
11.000
12.689
14.284
15.818 16.108
16.390
16.667
16.948
17.218
SUL
7.609
8.839
9.954
10.938 11.135
11.330
11.523
11.717
11.909
NORDESTE
1.791
2.047
2.511
3.047
3.161
3.289
3.409
3.531
3.651
SUDESTE
1.402
1.749
1.914
2.064
2.091
2.119
2.146
2.174
2.200
NORTE
601
726
934
1.227
1.271
1.323
1.373
1.423
1.475
BRASIL
22.403
26.049
29.595
33.094 33.766
34.451
35.118
35.793
36.453
Fonte: Elaboração própria.
Por último, não necessariamente toda esta quantidade exposta como disponível
será utilizada para fim energético, pois ainda existe a questão logística, de como e qual
o custo de colher e transportar estes resíduos. Por esse motivo não foi calculado neste
capítulo o potencial energético e nem a quantidade distribuída de resíduos ao longo do
ano com estas quantidades de resíduos.
4.3 DISTRIBUIÇÃO ANUAL DOS RESÍDUOS
Este item tem como objetivo mapear a sazonalidade dos resíduos estudados
neste trabalho. Esse mapeamento é de extrema importância devido à característica do
sistema elétrico brasileiro, predominantemente hídrico e sujeito a períodos úmidos e
secos. O levantamento desta sazonalidade indicará se a geração elétrica a partir dos
resíduos agrícolas terá complementaridade ou não com esta característica sazonal do
sistema elétrico brasileiro.
79
Apesar de haver a possibilidade de armazenamento, e com isso disponibilização
da energia de acordo com o período, há perdas consideráveis no armazenamento da
biomassa, e a complementaridade entre estas duas sazonalidades resolveria esta questão.
Este levantamento foi realizado de acordo com o calendário disponibilizado pela
Conab para a safra 2010/2011. A partir deste algumas considerações foram feitas: foi
considerado este calendário como válido para todo o horizonte do estudo, até 2030, o
que não é verdade, pois este depende de diferentes variáveis incluindo as condições
climáticas. O calendário é apresentado por estado e por cultura e, partir deste, foi
considerado que o calendário estadual é válido para todas as microrregiões do estado, o
que também não é necessariamente verdade. Por último, o calendário é dividido em
quinzenas e, nestas, há quinzenas denominadas como quinzenas de colheita intensa,
quando foi estimado que 20% da produção é atingida. A seguir são apresentadas as
tabelas com a distribuição mensal por cultura e por estado.
TABELA 22 – SAZONALIDADE DA PRODUÇÃO DE ALGODÃO
Jan Fev Mar
Abr
Mai
Jun
Jul
Ago
Set
17,14 28,57 28,57 17,14
TO
8,57%
%
%
%
%
MA
20%
30%
30%
20%
PI
20%
30%
CE
30%
13,33
%
40%
20%
26,67
%
13,33
%
RN
20%
20%
40%
20%
PB
7,5%
10,91
%
15%
27,5%
10,91
% 40%
17,14
%
28,57
%
28,57
%
28,57
%
28,57
%
17,14
%
17,14
%
10%
PE
AL
20%
BA
MG
8,57%
8,57%
17,14
%
SP
24%
40%
24%
12%
20%
40%
20%
10%
20%
30%
30%
20%
MT
10%
20%
30%
30%
GO
20%
40%
20%
20%
DF
30%
40%
30%
PR
MS
27,5%
10,91
%
10%
Out
Nov
Dez
6,67%
15%
10,91
%
7,5%
10,91
% 5,45%
30%
30%
20%
Fonte: Elaboração própria a partir de Conab (2010)
80
TABELA 23 – SAZONALIDADE DA PRODUÇÃO DE ARROZ
Jan
Fev
Mar
Abr
Mai
Jun
Jul
Ago
Set
Out
Nov
RR
40%
20%
10%
RO
10%
30%
30%
20%
17,14% 28,57% 28,57% 17,14% 8,57%
AM
17,14% 17,14%
24%
12%
40% 17,14% 8,57%
AP
24%
8,57%
20%
10%
AC
PA
10%
40%
8,57%
8,57%
24%
32%
32%
12%
MA
20%
30%
30%
20%
PI
20%
30%
30%
20%
CE
12%
32%
32%
24%
RN
0%
0%
20%
20%
PB
12%
24%
40%
24%
10%
20%
40%
20%
TO
PE
40% 8,57% 8,57% 8,57% 8,57%
AL
20%
30%
30%
SE
30%
40%
30%
BA
10%
30%
30%
20%
10%
MG
24%
32%
32%
12%
ES
24%
32%
32%
12%
RJ
20%
30%
30%
20%
20%
40%
20%
10%
SP
PR
SC
10%
Dez
40%
20%
10%
0%
20%
17,14% 17,14% 28,57% 28,57% 8,57%
15%
40%
15%
15%
RS
17,14% 17,14% 28,57% 28,57% 8,57%
MS
17,14% 17,14% 40,00% 17,14% 8,57%
MT
17,14% 40,00% 17,14% 17,14%
GO
30%
40%
30%
DF
30%
40%
30%
15%
8,57%
Fonte: Elaboração própria a partir de Conab (2010)
81
TABELA 24 – SAZONALIDADE DA PRODUÇÃO DE MILHO 1ª SAFRA
Jan
Fev
Mar
Abr
RO
15%
35%
35%
15%
AC
10%
20%
40%
20%
10%
AM
15%
15%
40%
15%
15%
PA
15%
15%
28%
28%
15%
TO
8,57%
17,14% 28,57% 28,57% 17,14%
MA
8,57%
17,14% 40,00% 17,14% 17,14%
PI
8,57%
17,14% 28,57% 28,57% 17,14%
PE
Mai
Jun
30%
40%
30%
26,7%
40%
13,33%
BA
6,67%
13,33%
MG
8,57%
17,14% 28,57% 28,57% 17,14%
ES
10%
RJ
20%
40%
20%
10%
20%
30%
30%
20%
Jul
Ago
Set
Out
Nov
Dez
SP
12%
12%
26%
26%
12%
12%
PR
12%
12%
26%
26%
12%
6%
6%
SC
4,44%
4,44%
40%
40%
4,44%
4,44%
2,22%
RS
4%
4%
40%
40%
4%
4%
4%
15%
28%
28%
15%
15%
8,57%
17,14%
40%
GO
10%
20%
40%
20%
10%
DF
10%
20%
40%
20%
10%
MT
MS
17,14% 17,14%
Fonte: Elaboração própria a partir de Conab (2010)
82
TABELA 25 – SAZONALIDADE DA PRODUÇÃO DE MILHO 2º SAFRA
Jan
Fev
Mar
Abr
Mai
Jun
Jul
Ago
Set
Out
Nov
Dez
8%
15%
28%
15%
15%
40%
15%
15%
28%
15%
8%
30%
30%
20%
10%
PA
40%
10%
10%
10%
10%
10%
10%
TO
15%
15%
40%
15%
15%
MA
20%
30%
30%
20%
PI
CE
20%
30%
30%
20%
RN
17%
17%
40%
17%
9%
PB
15%
15%
28%
28%
15%
11%
11%
25%
25%
11%
11%
5%
PE
10%
10%
10%
40%
10%
10%
10%
AL
17%
17%
40%
17%
SE
12%
24%
40%
24%
BA
12%
24%
40%
24%
RR
RO
AP
10%
MG
10%
20%
40%
20%
10%
ES
12%
0%
24%
40%
24%
RJ
0%
30%
40%
30%
0%
SP
11%
11%
40%
26%
11%
PR
8%
15%
15%
15%
40%
SC
24%
40%
24%
12%
MT
17%
29%
29%
17%
9%
MS
9%
17%
40%
17%
17%
GO
17%
29%
29%
17%
9%
DF
20%
30%
30%
20%
9%
8%
Fonte: Elaboração própria a partir de Conab (2010)
83
TABELA 26 – SAZONALIDADE DA PRODUÇÃO DE SOJA
Jan
Fev Mar Abr Mai Jun
Jul
Ago Set
RR
10% 20% 40%
RO
20% 40% 40%
AM
32%
32%
24%
Nov
20%
10%
Dez
12%
PA
30%
TO
20%
30%
30%
20%
MA
12%
32%
32%
24%
PI
20%
20%
40%
20%
BA
24%
32%
32%
12%
MG
15%
30%
40%
15%
SP
20%
20%
40%
20%
PR
12%
32%
32%
24%
20%
30%
30%
20%
10%
SC
Out
RS
10%
20%
40%
20%
MT
20%
30%
30%
20%
MS
30%
40%
30%
GO
30%
40%
30%
DF
20%
20%
40%
40%
30%
20%
Fonte: Elaboração própria a partir de Conab (2010)
84
5 METODOLOGIA UTILIZADA
Após a caracterização, quantificação e localização da biomassa e a elaboração
dos casos a estudar, a exposição da metodologia é a parte final antes da simulação para
a verificação da competitividade da agroeletricidade.
A questão logística em particular merece destaque devido ao grau de
importância que esta tem na viabilização da bioeletricidade (RENTIZELAS ET AL
2009). Por este motivo o primeiro item deste capítulo abordará os principais tópicos da
questão logística, seguido pela exposição da metodologia para a verificação da
competitividade da agroeletricidade.
5.1 QUESTÃO LOGÍSTICA DA BIOENERGIA
A logística é variável fundamental na viabilização da biomassa, e este problema
se torna mais evidente para a biomassa residual, dada sua característica inerente de
dispersão sobre uma grande área (RENTIZELAS ET AL 2009). A partir desse
entendimento, várias linhas de pesquisas e estudos vêm sendo conduzidos em diversas
partes do mundo a respeito das mais diferentes condições de biomassa36, com o objetivo
de mapear os diferentes impactos da logística na viabilização da bioenergia e encontrar
soluções para diferentes casos. Vale destacar, que há diferenças fundamentais entre a
logística de resíduos agrícolas e resíduos agroindustriais, pois os resíduos
agroindustriais em geral já apresentam maior densidade e em geral maior conteúdo
energético, estão localizados em unidades fabris e não estão dispersos em grandes áreas.
Essas características mudam completamente o custo logístico dos resíduos
agroindustriais, onde na maioria dos casos há custos associados à correta destinação
(PELIZER ET AL 2007).
36
Como exemplo pode ser citado o programa da agência internacional de energia, o IEA Bioenergy, que
apresenta 19 grupos de trabalho, chamados de “Task,”.
85
Existem diversas possibilidades para a construção de uma cadeia logística para a
bioenergia, contudo a última etapa é a conversão da biomassa (independente se
beneficiada ou não). A seguir é exposto um fluxograma com diferentes possibilidades
de construção de uma cadeia logística para a bioenergia.
FIGURA 13 – FLUXOGRAMA LOGÍSTICO GENÉRICO
ARMAZENAMENTO
COLHEITA
TRANSPORTE
CONVERSÃO
BENEFICIAMENTO
Biomassa crua
Biomassa beneficiada
Fonte: Elaboração Própria
Como a biomassa originada de resíduos, em geral, é produzida de maneira
distribuída, os resíduos agrícolas estão dispostos, após a colheita, espalhados por todo o
campo. Esta característica se constitui no primeiro problema logístico a ser resolvido:
qual a melhor37 maneira de colher e coletar estes resíduos? Após esta etapa, surge o
segundo problema logístico: qual é a segunda etapa ótima para estes resíduos?
Beneficiar? Armazenar? Transportar para outra unidade? Estas etapas não são
excludentes entre si e dependem de diversas variáveis discutidas mais a frente neste
capítulo. Caso a etapa escolhida seja o beneficiamento, surgem as seguintes questões:
qual o melhor tipo de beneficiamento? Qual o melhor tipo de beneficiamento para a
37
A qualidade de melhor neste ponto pode ser entendida como um problema de otimização e em
diferentes dimensões, como agronômica, econômica, e em termos de consumo de energia.
86
etapa seguinte? Ou seja, o beneficiamento depende das etapas seguintes, pois influencia
no modo de transportar, de armazenar e mesmo de qual tecnologia de conversão a ser
utilizada. Caso a etapa seguinte seja o armazenamento, as questões são: por quanto
tempo? Quais são as perdas? Em geral o problema do armazenamento não é tão
estudado como os outros (GOLD e SEURING, 2010).
Por fim, caso a etapa escolhida seja o transporte, as questões principais versam a
respeito do modal, das distâncias e da densidade da carga. Os problemas logísticos
estudados na cadeia da bioenergia têm duas grandes abordagens: a redução do custo da
biomassa, buscando a competitividade com fontes convencionais, e a garantia do
suprimento da biomassa durante o ano, garantindo maior retorno ao investimento
(GOLD e SEURING, 2010).
No intuito de verificar o impacto da cadeia logística na viabilização da
bioeletricidade, esse trabalho traz uma análise da cadeia logística, simplificada pelos
custos, de maneira que seja possível verificar o impacto de diferentes estruturas de
cadeias logísticas na viabilização do potencial. Esta análise não se dará através da
modelagem da cadeia logística, seja por simulação ou otimização, e sim pela atribuição
de diferentes custos logísticos a biomassa, ponderados pelas diferentes tipologias de
cadeias logísticas, de maneira que estes custos possam representar as respectivas
tipologias de maneira razoável. Para que isso possa ser feito, é necessário antes entender
os conceitos de cadeia logística e de suprimentos, bem como caracterizar as diferentes
etapas e condicionantes da formação dos preços.
A cadeia logística, ou cadeia de suprimentos da biomassa, é composta por
algumas etapas fundamentais, com a maior parte coincidente com cadeias de
suprimentos comuns a diversos tipos de produtos e serviços, e com especificidades
87
intrínsecas, que precisam ser entendidas plenamente para determinação da solução para
a biomassa residual (RENTIZELAS ET AL 2009; GOLD e SEURING, 2010). Estas
etapas são descritas a seguir.
A primeira etapa da cadeia logística da biomassa, e onde já surge o primeiro
problema a ser resolvido, é a colheita. O primeiro problema dessa fase é qual a melhor
forma de colher os resíduos dispostos no campo?38 Este problema tem diversas
variáveis, que em muitos casos são de difícil mensuração e pouco conhecimento para o
tomador de decisão, como a tecnologia a utilizar, o máximo que pode ser colhido, o
impacto sobre o solo, o impacto no consumo de diferentes energéticos, em especial o
diesel, a escala mínima que possibilita esta colheita, entre diversas outras variáveis.
Todas essas variáveis são naturalmente barreiras para a implantação da colheita dos
resíduos pelos produtores, que terão que ser “premiados” por estes riscos, e assim, essas
variáveis são também necessariamente fatores de custos para a biomassa (ANDREWS,
2006; UNAL E ALIBAS, 2007; SULTANA ET AL 2010).
O problema de quanto pode ser colhido sem prejudicar o solo e sem a
necessidade de acréscimo no uso de fertilizantes, foi explicado no capítulo quatro e não
será considerado neste ponto. O problema da escala mínima será apresentado na
caracterização dos casos que serão simulados. Para o problema de impacto no solo será
somente considerado um aumento da compactação do solo, resolvido pela aragem do
solo no posterior preparo do solo para o plantio seguinte. Esta inclusão também será
considerada ou não em cada caso determinado. Por último, tem-se o problema da
tecnologia de colheita dos resíduos, que para este trabalho será considerado o
38
Algumas vezes o primeiro problema é citado como sendo qual o momento de colher, no entanto, neste
trabalho este será tradado como um problema da produção agrícola e para os resíduos será considerado
um período subsequente para a colheita dos mesmos.
88
enfardamento, tecnologia mais difundida e desenvolvida para tal tarefa39. Para o
enfardamento as principais variáveis são as formas e densidades dos fardos e o consumo
de diesel dado pela área colhida (THORSHELL ET AL 2004; DELIVAND ET AL
2010).
A definição das etapas subsequentes à colheita já é por si um problema logístico
que deve ser resolvido; muitas vezes a própria colheita pode não ser considerada a
primeira etapa quando há o chamado armazenamento em campo. O armazenamento é
mais uma etapa da cadeia logística, que pode ser considerado ou não dependendo do
tipo do insumo ou da necessidade de disponibilidade do produto final. No caso da
bioenergia o armazenamento tem como principal objetivo regularizar diferentes
sazonalidades, seja de safra e necessidade do setor elétrico, seja de custo de transporte
no período de safra.
O armazenamento da biomassa pode ter diferentes classificações: ser passivo ou
ativo, onde o estoque ativo tem como objetivo a continuidade mínima da operação e o
passivo busca atender uma determinada demanda de tempo de operação (DALKIA,
2009a); de acordo com sua localização, na fazenda, em um ponto intermediário ou na
unidade de conversão (RENTIZELAS ET AL 2009); ou de acordo com o tipo de
armazenamento ao tempo no qual a biomassa é deixada no próprio campo até atingir a
umidade ideal, armazenamento em silos de biomassa e o armazenamento em silos
mecanizados (DALKIA, 2009b). Cada um tem suas respectivas vantagens e
desvantagens, e qualquer tipo de armazenamento apresentará perdas, dadas pelo tipo de
biomassa, tempo e condições de armazenamento.
39
O enfardamento não é a única opção, sendo possível a colheita conjunta de produto agrícola e resíduos
e posterior separação, colheita com caminhão auxiliar na saída do picador das colheitadeiras e a colheita
conjunta já com separação, tecnologia ainda em desenvolvimento.
89
Outra etapa, que é considerada a principal etapa da cadeia logística, é o
transporte (RENTIZELAS ET AL 2009; SULTANA ET AL 2010; GOLD e SEURING,
2010). Assim como o armazenamento, o transporte não tem uma hierarquia definida
podendo ser utilizado entre diferentes etapas da cadeia logística. O transporte ainda tem
a especificidade de poder utilizar diferentes modais. Os custos de transporte têm como
principais variáveis, o tipo de modal, a distância e a qualidade da biomassa transportada
(RENTIZELAS ET AL 2009; SULTANA ET AL 2010; GOLD e SEURING, 2010).
Neste trabalho o transporte será considerado somente através do modal rodoviário.
Uma última etapa que pode ser considerada também como etapa logística é o
beneficiamento. O beneficiamento da biomassa será realizado conforme as tecnologias
descritas no capítulo três, contudo o problema logístico é a localização deste
beneficiamento. Um beneficiamento anterior ao transporte e armazenamento, diminui os
custos logísticos. Para isso a localização da planta deve ser uma localização ótima dada
certa densidade de produção em determinada região. Com isto exposto, a seguir é
definida a cadeia logística básica da bioenergia.
FIGURA 14 – CADEIA LOGÍSTICA BÁSICA
ARMAZENAMENTO
NO CAMPO
COLHEITA
TRANSPORTE
ARMAZENAMENTO +
BENEFICIAMENTO +
CONVERSÃO
Fonte: Elaboração própria
A cadeia logística da bioenergia pode e assume diversas configurações não
sendo restrita à configuração exposta acima. A construção de uma cadeia de suprimento
para a bioenergia se dá a partir de diversas condições, como infraestrutura local,
distância, tipo da biomassa, produto, sazonalidade da demanda, entre diversos outros
como os listados acima. Esta configuração foi assumida como configuração típica para
biomassa residual agrícola no caso brasileiro e a partir desta cadeia definida serão
90
estipulados os custos logísticos, que implicarão nos custos de biomassa, conforme
metodologia apresentada no item seguinte.
5.2 METODOLOGIA
Como o trabalho busca verificar a competitividade da agroeletricidade, a partir
de diferentes rotas tecnológicas, é preciso definir a metodologia que será a aplicada para
esta verificação. Antes do detalhamento da metodologia importa destacar que a
viabilidade da agroeletricidade apresenta diferentes dimensões40, entretanto a
viabilidade testada será a econômica. Esta viabilidade testada pela comparação do custo
da energia elétrica produzida com o preço da energia elétrica para cada determinado
caso.
Serão simulados dois custos de produção da agroeletricidade para cada rota,
custos com e sem conexão a rede elétrica. Estes custos serão comparados em três
situações diferentes: primeiro haverá a comparação dos custos com conexão simulados
com os preços praticados nos leilões de energia nova por usinas de biomassa; segundo
serão comparados os custos de produção sem conexão com as tarifas de distribuição de
energia elétrica, em diferentes grupos de tensão, da microrregião sem impostos; e por
último a mesma comparação será feita com os custos de produção com conexão
simulados. Estas comparações buscam identificar qual o mercado que a agroeletricidade
é mais competitiva, nos leilões, como autoprodução, ou através da comercialização com
clientes livres.
Dentro deste custo da agroeletricidade estará também o custo logístico, que
como explicado anteriormente servirá de variável para a indicação das diferentes
cadeias logística e níveis de infraestrutura logística. Assim, estas três metodologias, do
40
Estas dimensões podem ser: técnica, econômica, ambiental e social.
91
cálculo do custo logístico, da geração de eletricidade, e do custo da eletricidade gerada,
serão expostas nas seções que seguem.
Antes cabe destacar ainda que há a viabilidade ambiental, ou seja, é necessário
verificar se os diferentes impactos ambientais causados pelo aproveitamento da
agroeletricidade são menores, iguais ou maiores do que a não realização deste potencial.
Todavia, esta análise ambiental fica fora do escopo do trabalho.
5.2.1 METODOLOGIA PARA O CUSTO LOGÍSTICO
As diferentes condições logísticas serão expostas em cada caso particular, e
partir destas definições serão atribuídos os custos. O custo logístico tem como objetivo
representar as diferentes condições da cadeia logística específica e é composto por
custos de cada etapa logística: o custo da colheita, neste trabalho realizada através do
enfardamento; o custo de armazenamento; e os custos de transportes, interno à unidade
produtora e para destinação externa.
Esses custos foram levantados na literatura e em casos reais de logística agrícola
brasileira, estes últimos consideram também a logística para a produção agrícola e não
somente para a logística dos resíduos. O levantamento destes custos resultou em uma
faixa de custos, com limites inferiores e superiores e com valores típicos, para cada
etapa da cadeia logística definida anteriormente. A seguir estão os custos típicos
utilizados para cada fase e diferentes condições de cadeias.
92
TABELA 27 – CUSTOS LOGÍSTICOS TÍPICOS
Mínimo
Médio
Máximo
Colheita [R$/t]
Armazenagem
[R$/t]
Carga e Descarga
[R$/t]
Transporte
[R$/tkm]
Total
R$
R$
R$
R$
R$
19,95
5,69
3,69
0,05
R$
R$
R$
R$
32,02 R$
37,08
13,81
7,84
0,18
R$
R$
R$
R$
67,54 R$
Condicionantes
Referências
Kandam et al (2000),
Forma do fardo,
Kumar et al (2003),
período da colheita, Thorsell et al (2004),
57,84 umidade da biomassa, Sokhansanj et al
operação, propriedade(2006), Mapemba et al
da máquinas, etc. (2008), Delivand et al
(2011)
22,73
Dias armazenados,
Silva et al (2006),
tipo de
Dambrósio et al
armazenamento,
(2009), Delivand et al
finalidade e local do
(2011)
armazenamento.
13,88
Kumar et al (2003),
Sokhansanj et al
Propriedade das
(2006), Ravula et al
máquinas e Operação (2008), Sultana et al
(2010), Delivand et al
(2011)
0,40
Kumar et al (2003),
Capacidade do
Sokhansanj et al
transporte, densidade (2006), Mapemba et al
da biomassa,
(2008), Ravula et al
operação, período da (2008), Sultana et al
safra, distância.
(2010), Delivand et al
(2011)
114,24
Fonte: adaptado de diversas fontes
Os valores listados na tabela acima representarão os intervalos de custos
logísticos típicos a serem analisados. Os valores disponíveis em dólar foram atualizados
para 2010 e convertidos para reais com a cotação de R$/US$ 1,80. Os valores em reais
também foram atualizados para 2010.
Os custos de colheita apresentados acima correspondem à colheita através de
enfardamento (paralepídicos), e com transporte interno até 15km. Os custos de
armazenamentos correspondem a diferentes tipos de realidades, desde armazenamento
de resíduos de biomassa crua, até armazenamento de milho e soja. Nestes custos estão
93
incluídos todos os custos administrativos além de custos operacionais com secagem. A
CONAB, também divulga custos de armazenamento, contudo, dado a data dos últimos
custos disponíveis, 200941, preferiu-se utilizar os custos levantados.
Os custos de carga e descarga dizem respeito às operações de carregamento e
descarregamento de caminhões antes e após o transporte. Por último, os custos de
transporte, representam custos de transporte rodoviário, através de caminhões, de
resíduos em diferentes condições expostas na literatura. Estes custos tanto representam
custos reais, como custos obtidos através de simulações e representam diferentes
condições logísticas. Para o cálculo do custo total da biomassa foi utilizada uma
distância de referência de 50km42.
Para os custos de transporte ainda foram levantados os custos de transporte
rodoviário das diferentes culturas agrícolas selecionadas. Isto foi realizado devido ao
entendimento que a análise da condição logística brasileira de transporte rodoviário para
a agricultura é específica e diferente da dos demais países.
TABELA 28 - CUSTOS DE TRANSPORTE RODOVIÁRIO NO BRASIL DE PRODUTOS
AGRÍCOLAS EM 2010.
R$/tkm
Mínimo
Médio
Máximo
Caroço de Algodão
0,061
0,097
0,131
Algodão
0,072
0,121
0,412
Arroz
0,046
0,131
0,667
Milho
0,012
0,106
0,368
Soja
0,044
0,115
0,981
Farelo de Soja
0,062
0,112
0,850
Fonte: Sifreca (2011)
Na tabela 28 são expostos os custos reais de transporte para diferentes produtos
agrícolas em 2010. A análise destes custos indica que na média o valor se aproxima
41
Estes podem ser encontrados no seguinte endereço; <
http://www.conab.gov.br/conteudos.php?a=509&t=2>.
42
A distância de 50km foi utilizada somente como exemplo para o cálculo de um custo em R$/t, as
distâncias utilizadas no trabalho serão expostas no capítulo 6.
94
daquela levantada na literatura, contudo os limites superiores são bem maiores,
principalmente para o caso da soja.
Estes custos apresentam diversas variáveis de incertezas nas diferentes fases. Na
colheita a decisão do sistema de colheita dos resíduos, bem como a época da colheita e a
produtividade influenciam diretamente os custos. No armazenamento os custos são
influenciados pelo tempo de armazenamento, pelo controle das condições de
armazenamento e pelo tipo de biomassa armazenada. Os custos de transporte são
influenciados pelo modal (neste trabalho somente rodoviário), pela qualidade da
biomassa (principalmente forma, densidade e umidade), pela capacidade de transporte, e
pela distância percorrida (KUMAR ET AL 2003; SOKHANSANJ ET AL 2006;
MAPEMBA ET AL 2008; RAVULA ET AL 2008; SULTANA ET AL 2010;
DELIVAND ET AL 2011)).
Com isso, os custos logísticos serão definidos na caracterização de cada caso a
partir dos dados das tabelas xx e xxx juntamente com a análise da infraestrutura local.
Para as projeções dos custos serão adotados os mesmos valores típicos, definidos caso a
caso, associados a uma análise qualitativa das perspectivas de mudanças nas condições
de infraestrutura logística locais. Esta análise será realizada através do levantamento de
projetos existentes nas regiões analisadas, considerando principalmente os projetos do
PAC43 1 e 2.
Por fim, os custos de beneficiamento, apesar de terem sido listados como uma
etapa da cadeia logística da bioenergia, não serão tratados neste ponto, e sim tratados
dentro da metodologia de custo de produção da agroeletricidade.
5.2.2 METODOLOGIA PARA A GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA
43
Plano de Aceleração do Crescimento do governo federal.
95
As rotas serão testadas individualmente, ou seja, na simulação de uma rota
somente esquemas desta rota estaria entrando na análise. Os montantes de energia
elétrica produzidos seguem metodologia que foi desenvolvida de modo que seja
possível a simulação de cada rota tecnológica definida e das diferentes condições de
qualidade de biomassa44, exposta a seguir.
5.2.2.1 Beneficiamento da biomassa
Para a peletização da biomassa serão adotadas as seguintes equações:
EQUAÇÃO 7 – PRODUÇÃO DE PELLETS
Onde:
– Quantidade de pellet produzida em toneladas;
– Quantidade de biomassa em toneladas para produção de pellet;
– Eficiência na produção de pellet;
A quantidade produzida é dada pela quantidade de biomassa de entrada vezes
uma eficiência na peletização que é obtida através de um fator de perda do processo.
5.2.2.2 Gasificação
A gasificação seguiu a mesma metodologia da biodigestão. Indicadores de
composição e produção de syngas serão utilizados. Contudo, dadas as diferenças entre
os tipos de gasificadores serão utilizados indicadores específicos para cada tipo de
gasificador. Para o PCI também será definido um PCI para o syngas produzido. Com
isso, tem-se a seguinte fórmula para produção de syngas.
44
Diversas simplificações foram realizadas na modelagem da geração de energia elétrica, dado que a
inclusão de modelos de simulação dos diversos processos de conversão não é objetivo deste trabalho.
Estas simplificações são apresentadas no sexto capítulo no item de apresentação das premissas utilizadas.
96
EQUAÇÃO 8 – PRODUÇÃO DE GÁS COMBUSTÍVEL
Onde:
sg – Produção de gás combsutível em m³;
– Quantidade, em tonelada, da biomassa i utilizada no processo de gasificação;
– Índice de produção de syngas por tipo de biomassa (i) e por tipo de gasificador (j),
em [m³/t];
5.2.2.3 Ciclos a vapor
Para a produção de eletricidade a partir da combustão da biomassa em caldeiras
com ciclos a vapor e turbinas a vapor, serão definidas especificações dos ciclos com
condições de vapor, caldeiras e turbinas, e a partir destas, serão utilizadas as eficiências
de conversão.
EQUAÇÃO 9 – PCI MÉDIO
EQUAÇÃO 10 – PRODUÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA A PARTIR DE CICLOS A VAPOR
eq. (8)
Onde:
– PCI da biomassa de entrada na caldeira em MJ/t;
– PCI da biomassa i utilizada na produção na composição da biomassa média, em
MJ/t;
97
– Proporção, em massa, da biomassa i utilizada na composição da biomassa
média;
E – energia elétrica gerada em MWh;
BC – Quantidade, em tonelada, de biomassa;
– eficiência conjunta do processo de conversão (base PCI);
a – fator de conversão de MJ para MWh;
A eficiência acima citada já constará eventual uso de energia elétrica nos
processos da planta de geração de energia elétrica e beneficiamento da biomassa.
5.2.2.4 Motor de combustão
Para a combustão do biogás e do syngas em motores de combustão, a geração
elétrica se dará através da relação entre os poderes caloríficos dos combustíveis e as
eficiências dos grupos motores geradores, que assim como nos casos anteriores também
incluíram o uso de energia elétrica nas plantas de beneficiamento e geração de energia
elétrica.
EQUAÇÃO 11 – PRODUÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA A PARTIR DE GRUPOS
MOTOGERADORES
eq. (9)
Onde:
E – eletricidade gerada em MWh;
PCI – Poder calorífico inferior do combustível em MJ/m³;
V – Volume do combustível utilizado em m³;
98
E – eficiência da planta de geração de energia elétrica com base no PCI;
a – fator de conversão de MJ para MWh;
5.2.2.5 Ciclo combinado
Finalmente, a produção de energia elétrica através do ciclo combinado, será
calculada da mesma maneira que a utilizada no ciclo a vapor, utilizando uma eficiência
que conjuga as eficiências de conversão dos processos do ciclo combinado.
EQUAÇÃO 12 – PRODUÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA A PARTIR DE CICLOS
COMBINADOS
eq. (10)
Onde:
E – energia elétrica gerada em MWh;
– Volume do syngas utilizado, em m³;
– PCI do syngas em MJ/m³;
– eficiência de geração de energia elétrica no ciclo combinado, base PCI;
a – fator de conversão de MJ para MWh;
Todos os indicadores e parâmetros especificados nas equações anteriores serão
apresentados no sexto capítulo, juntamente com todos os dados de simulação e outras
premissas utilizadas nas simulações.
99
5.2.3 METODOLOGIA PARA OS CUSTOS DA AGROELETRICIDADE
A verificação da viabilidade econômica da agroeletricidade será testada através
de duas comparações: a primeira associada à comparação entre o custo da
agroeletricidade disponível e o preço da energia elétrica praticada localmente, para
casos de autoprodução; e a segunda associada à comparação entre o custo da
agroeletricidade disponível e os preços praticados nos leilões de energia mais recentes,
para os casos de venda de energia elétrica para o sistema de transmissão (SIN).
O custo da agroeletricidade tem necessariamente que considerar todos os custos
dos diferentes fatores que compõe a geração da mesma, incluindo: o custo da biomassa,
que será expresso, majoritariamente, pelo custo logístico; o custo de capital da planta,
considerando as diferentes restrições financeiras e os custos de operação e manutenção,
formando, assim, o custo total para gerar determinado montante de eletricidade
disponível. Essa metodologia segue a mesma linha do custo nivelado de energia, onde o
custo definido é o preço necessário para remunerar o investimento na produção de
energia. O custo nivelado é calculado pela razão do VPL de um fluxo de caixa pelo
montante de energia vendida (HOFFMAN, 2010). Embora a metodologia seja similar a
do custo nivelado, a abordagem é diferente, pois o custo da energia será a razão da soma
dos custos e receitas anuais (Valor Anual Líquido ou Custo Anual Equivalente) pela
energia vendida anualmente. Com isso o custo da eletricidade será definido como:
EQUAÇÃO 13 – CUSTO DA AGROELETRICIDADE
eq. (11)
Onde:
100
– Custo da Eletricidade disponível em R$/MWh;
– Custo da Biomassa consumida anualmente em R$;
– Custo de Capital anualizado em R$;
– Custo de operação e manutenção anual em R$;
R – Receitas outras que não com a energia elétrica;
En – Representa os encargos, somente para análise nos casos de autoprodução e
comercialização da agroeletricidade no mercado livre;
- Valor de 50% da TUSD para os caso de comercialização da energia
com conexão a rede de distribuição
– Eletricidade disponível anualmente para venda em MWh.
O custo da biomassa aqui será tratado basicamente como o custo logístico, pois
as unidades de conversão serão estudadas em conjunto com as unidades de
beneficiamento. Assim, o custo da biomassa será o custo de entrada na unidade de
beneficiamento e conversão, podendo ter um acréscimo de uma parcela correspondente
aos eventuais custos de venda da biomassa por produtores 45 ou eventuais custos de
transação. As receitas aqui consideradas são relativas a eventuais vendas de
subprodutos, de acordo com cada caso.
O custo de capital anualizado será composto pelo investimento anualizado a uma
dada taxa de retorno previamente definida, destacando que este investimento é a parcela
45
Esta parcela de custo pode ser entendida como um prêmio pago ao produto, como descrito em Sultana
et al (2010).
101
de equity; somado ao custo do financiamento a uma dada taxa de juros, basicamente o
montante de juros pagos anualmente.
EQUAÇÃO 14 – CUSTO DE CAPITAL ANUALIZADO
eq. (12)
Onde:
– Parcela do investimento total requerido para a planta de geração de energia, em
R$, investida;
i – taxa de retorno do investidor;
n – vida útil do projeto em anos;
– Juros pagos anualmente, em R$, devido a financiamento.
Na composição do investimento constarão todos os investimentos relativos à
construção da planta de conversão e todos os processos auxiliares necessários,
investimentos na unidade de beneficiamento da biomassa (dependendo do caso) e
investimentos relativos aos custos de conexão ao sistema elétrico, quando necessários.
Os custos de manutenção e operação serão considerados como uma parcela do
investimento anualizado para cada caso.
Para os custos de conexão será utilizada uma abordagem similar à utilizada na
modelagem logística. Isto se deve, assim como na questão logística, ao elevado grau de
incerteza sobre estes custos46. Outro fato que levou à escolha desta abordagem foi a
46
No limite os custos de conexão também são custos logísticos, uma vez que os problemas são de fluxos
(redes de transmissão e distribuição) e localização de unidades de acordo com a rede.
102
pouca quantidade de informações relevantes sobre as redes de distribuição47, e dado
que a análise foca a geração distribuída, a qualidade de informação das redes de
distribuição afeta diretamente a análise.
Há basicamente três tipos de abordagem para a conexão dos projetos de geração
analisados neste trabalho: a primeira alternativa é somente a conexão da geração um
consumidor localmente, a segunda alternativa é a conexão da geração na rede de
distribuição para venda de energia (definição de geração distribuída), e a terceira
alternativa e a conexão com o SIN, para caso de plantas de maior escala.
Para os custos de conexão foram utilizados os percentuais expostos em Walter
(2010), que avaliou o potencial de geração de eletricidade excedente a partir de
biomassa residual de cana-de-açúcar. O autor definiu três tipos de sistemas: o primeiro
um sistema de cogeração com turbina de contrapressão, similar a rota 148; o segundo um
sistema de cogeração com extração e turbinas de condensação, similar a rota 2; e o
terceiro um sistema de gasificação integrado com ciclo combinado, similar a rota 7.
Com isso, a rota 1 terá custo de conexão definido como a primeira opção de Walter
(2010), a rota 2 terá seu custo de conexão definido como a segunda opção de Walter
(2010), e as demais rotas terão seus custos de conexão definidos como a terceira opção
de Walter (2010). Os custos de conexão expostos em Walter (2010) são expostos como
um percentual a mais sobre os custos de investimentos. Assim os custos de conexão que
serão adotas na simulação estão expostos na tabela seguinte.
47
Informações de localização, níveis de tensão e carregamento de linhas (alimentadores) e subestações de
distribuição.
48
Similar, pois, diferente do exposto em Walter (2010), os sistemas aqui serão somente de geração de
energia elétrica.
103
TABELA 29 – CUSTOS DE CONEXÃO
Custo de
Conexão
Rota 1
Rota 2
Rota 3
Rota 4
Rota 5
Rota 6
Rota 7
35%
25%
25%
25%
25%
25%
25%
Distãncia da
rede
10-12km
16-18kkm
35km
35km
35km
35km
35km
Fonte: Elaboração própria a partir de Walter (2010)
Os custos de conexão dependem de diversos fatores: localização da usina e
conseqüente condição da rede elétrica de distribuição e transmissão existente, distância
do ponto de conexão, tensão de conexão (ESMAP, 2007 e QUEIROZ, 2008). Em
Queiroz (2008) a maioria das conexões com o grid se dá em 138kV, contudo o autor
indica que as tensões de conexão variam de 13,8kV a 138kV. Até o nível de 138kV será
considerada como geração distribuída, devido ao entendimento de que o nível da rede
básica é igual ou superior a 230kV.
Queiroz (2008) e Castro et al (2008) apontam os custos de conexão das usinas
sucroalcooleiras como uma das principais barreiras a viabilização da bioeletricidade. Os
custos de conexão oneram mais projetos de escalas menores e podem representar parte
importante da composição do investimento.
Idealmente a melhor análise para os custos de conexão seria o levantamento das
redes de distribuição e transmissão da microrregião, com detalhes de carregamento de
linhas, alimentadores e subestações, para análises detalhadas de fluxos de potência e
estabilidade dos sistemas locais nos casos de exportação de energia elétrica. Todavia,
além de não ser objeto deste trabalho, há dificuldade de levantamento destas
informações, principalmente das redes de distribuição, para esses tipos de estudos.
104
Os encargos serão considerados somente os encargos devido aos autoprodutores,
ou seja, são excluídos a CCC, conta de consumo de combustíveis, a taxa do PROINFA,
e a CDE, conta de desenvolvimento energético.
105
6 CARACTERIZAÇÃO DOS CASOS DE ESTUDO
O objetivo de estudar diferentes casos é poder realizar uma análise que abarque
diferentes condições de uso da biomassa apresentadas por todo o território nacional; ou
seja, poder verificar a viabilidade de diferentes tipos de biomassa, com diferentes
sistemas e escalas, além das diferentes condições de infraestrutura, não somente
energética, mas também logísticas e de serviços disponíveis, encontradas em todo
território nacional.
Os casos simulados terão como unidade geográfica básica a microrregião,
conforme já explicado no capítulo quatro. Para cada microrregião escolhida serão
analisadas as condições de infraestrutura logística, energética, preços de energia
elétrica, produção de resíduos e outras variáveis relevantes.
A seleção dos casos foi realizada pela disponibilidade de biomassa, conforme
mensurada no capítulo quatro, e de maneira que represente diferentes condições
regionais. Assim, foram escolhidas as seguintes microrregiões: Campanha Ocidental
(RS), Toledo (PR), Uberaba (MG), Alto Teles Pires (MT) e Santa Maria da Vitória
(BA).
Todas as regiões selecionadas possuem hoje consistente produção agrícola e
grande potencial de evolução na produção, conforme indicam as projeções (Nassar et al
2010). Além disso, com esta seleção é possível cobrir boa parte das diversidades
existentes nos cenários de aproveitamento de resíduos agrícolas, diferentes culturas,
diferentes condições logísticas, experiência diversa no agronegócio, diversidade de área
geográfica, e diversidade de agentes.
106
A caracterização das microrregiões apresentará quais municípios fazem parte
desta microrregião, expondo o respectivo PIB e população. Também será exposta a
quantidade de biomassa residual produzida até o ano de 2030, novamente como exposto
no quarto capítulo. Serão também expostas as condições atuais de infraestrutura e
logística.
Serão também mapeadas as tarifas de energia elétrica de cada região para as
diferentes classes de consumo, para posterior análise de viabilidade e competitividade
da energia elétrica produzida, para casos de autoprodução. Para caso de interligação na
rede, a tarifa para comparação será retirada dos últimos leilões de energia, esta última
será exposta no sexto capítulo. Quaisquer outras informações que se façam necessárias
para melhor caracterização também serão expostas para cada microrregião.
6.1 CASO A – MICRORREGIÃO DE TOLEDO – PR
Dados geo-econômicos
A microrregião de Toledo é composta por 21 municípios e está localizada no
sudoeste do estado do Paraná e faz fronteira com o Paraguai. As principais culturas são
a soja e o milho (IBGE, 2011c).
TABELA 30 – CARACTERÍSTICAS SOCIOECONÔMICAS DA MICRORREGIÃO DE
TOLEDO – PR
MUNICÍPIOS
Assis Chateaubriand
Diamante d'Oeste
Entre Rios do Oeste
Formosa do Oeste
Guaíra
Iracema do Oeste
Jesuítas
Marechal Cândido
Rondon
Maripá
Mercedes
Área [km²]
969,589
309,111
122,072
275,712
560,487
81,539
247,497
População
[2010]
33.025
5.027
3.926
7.541
30.704
2.578
9.001
748,004
283,794
200,865
46.819
5.684
5.046
PIB [kR$] VA agro [kR$]
499.970
118.078
48.943
23.944
68.165
22.273
83.783
26.332
358.579
60.219
34.739
12.191
100.331
39.238
891.962
145.028
84.367
122.615
44.752
33.897
107
Nova Santa Rosa
Ouro Verde do Oeste
Palotina
Pato Bragado
Quatro Pontes
Santa Helena
São José das Palmeiras
São Pedro do Iguaçu
Terra Roxa
Toledo
Tupãssi
TOTAL MR TOLEDO
204,666
293,043
651,239
135,286
114,393
758,229
182,419
308,329
800,809
1.197,002
310,910
8.754,995
7.626
5.692
28.683
4.822
3.803
23.413
3.830
6.491
16.759
119.313
7.797
377.580
130.571
43.185
79.740
34.586
822.245
83.959
57.300
18.171
74.683
31.670
312.870
81.804
35.269
16.176
94.731
37.761
273.413
92.097
2.152.388 206.081
139.805
41.214
6.488.882 1.190.243
Fonte: IBGE (2011b)
108
Produção de resíduos
TABELA 31 – PRODUÇÃO DE RESÍDUOS NA MICRORREGIÃO
PRODUÇÃO DE
RESÍDUOS [t]
2011
2012
2013
2014
537
487
577
776
Resíduos de algodão
8.421
8.440
8.455
8.455
Palha de Arroz
1.391
1.394
1.397
1.397
Casca de Arroz
Resíduos de milho 1ª
352.656
359.378
364.788
363.769
safra
Resíduos de milho 2ª
1.559.690 1.668.868 1.785.689 1.910.687
safra
2.462.861 2.513.870 2.547.347 2.591.686
Resíduos de soja
TOTAL MR TOLEDO
4.385.556 4.552.437 4.708.252 4.876.769
DE TOLEDO
2015
901
8.493
1.403
2016
1.030
0
0
2017
0
0
0
2018
0
0
0
369.293
371.196
361.626
260.985
2.044.435
2.187.545
2.340.673
2.504.521
2.715.886
5.140.412
2.790.095
5.349.866
2.835.686
5.537.985
2.888.021
5.653.526
2019
0
0
0
2020
0
0
0
2021
0
0
0
2022
0
0
0
2023
0
0
0
2024
0
0
0
2025
0
0
0
2026
0
0
0
2027
0
0
0
2028
0
0
0
2029
0
0
0
2030
0
0
0
147.653
90.688
60.366
6.782
0
0
0
0
0
0
0
0
2.679.837
2.867.426
3.068.145
3.282.916
3.512.720
3.758.610
4.021.713
4.303.233
4.604.459
4.926.771
5.271.645
5.640.660
2.928.454
5.755.944
2.950.189
5.908.303
2.990.258
6.118.769
2.996.553
6.286.251
2.999.269
6.511.989
3.001.260
6.759.870
3.003.413
7.025.126
3.005.388
7.308.620
3.007.446
7.611.905
3.009.777
7.936.547
3.011.509
8.283.153
3.013.470
8.654.130
Fonte: Elaboração própria a partir de Nasser et al (2010)
109
Tarifas de energia elétrica
A distribuidora que atende a microrregião de Toledo é a COPEL, as respectivas
tarifas, sem impostos, são apresentadas a seguir:
TABELA 32 – TARIFAS DE DISTRIBUIÇÃO COPEL
CONVENCIONAL
DEMANDA [R$/kW]
A3a (30kV a 44kV)
26,31
A4 (2,3kV a 25kV)
33,42
AS (Subterrâneo)
49,40
B1 - Residencial
B1 - Residencial Baixa Renda
≤ 30 kWh
> 30 KWh e ≤ 100 kWh
> 100 kWh e ≤ 220 kWh
>220 kWh
B2 - Rural
B2 - Cooperativa de eletrificação rural
B2 - Serviço público de irrigação
B3 - Demais classes
B4 - Iluminação pública
B4a - Rede de distribuição
B4a - Bulbo da lâmpada
DEMANDA [R$/kW]
AZUL
A1 (230kV ou mais)
A2 (88kV a 138kV)
A3 (69kV)
A3a (30kV a 44kV)
A4 (2,3kV a 25kV)
AS (Subterrâneo)
PONTA
FORA DE
PONTA
6,20
19,56
19,84
27,37
34,14
35,72
0,00
2,79
3,38
6,61
8,84
9,25
CONSUMO [R$/MWh]
150,84
150,84
150,84
309,42
101,24
173,55
260,29
289,22
181,35
138,81
166,78
289,36
149,02
163,62
CONSUMO [R$/MWh]
PONTA
FORA DE PONTA
SECA
ÚMIDA SECA ÚMIDA
233,86 212,25 148,76
136,22
233,86 212,25 148,76
136,22
233,86 212,25 148,76
136,22
233,86 212,25 148,76
136,22
233,86 212,25 148,76
136,22
233,86 212,25 148,76
136,22
CONSUMO [R$/MWh]
VERDE
DEMANDA [R$/kW]
A3a (30kV a 44kV)
6,61
A4 (2,3kV a 25kV)
8,84
AS (Subterrâneo)
9,25
Em vigor a partir de 24/06/2011 até 23/06/2012
PONTA
FORA DE PONTA
SECA
ÚMIDA SECA ÚMIDA
869,37 847,76 148,76 136,22
1.026,52 1.004,91 148,76 136,22
1.063,34 1.041,73 148,76 136,22
Fonte:ANEEL (2011A)
110
Infraestrutura elétrica
O sítio da COPEL indica que o sistema de transmissão da distribuidora é
majoritariamente de 230kV, além de possuir dados totais de número de subestações e
comprimento da rede de distribuição. O sítio traz ainda uma norma técnica de acesso à
rede de distribuição por geradores distribuídos.
Condição logística
Para a definição das condições logística da microrregião foram utilizadas as
seguintes variáveis: distância média entre os municípios que compõe a microrregião,
assim estabelecendo uma distância para o transporte; atuais condições logísticas (malha
rodoviária e capacidade de armazenamento.
A distância considerada foi calculada a partir das médias das distâncias entre
todos os municípios da microrregião. Esta distância foi calculada desta forma por não
haver informações de produção municipal nas projeções. Sendo assim, para a
microrregião de Toledo a distância média é de 77,84 km. Seguindo este critério a
melhor cidade para a implantação de unidades de bioenergia seria o município de
Toledo, com uma distância média para as outras cidades da microrregião de 58,75km. O
mapa das rodovias da microrregião é exposto a seguir
111
FIGURA 15 – MAPA RODOVIÁRIO DA MICRORREGIÃO DE TOLEDO.
Fonte: SIGEL(2011])
Para os custos de colheita e carga e descarga serão assumidos os limites
superiores apresentados na tabela 33, dadas a especificidade técnica e a necessidade
implantação de um novo sistema logístico. Os custos de transporte, também serão
tratados, a princípio, como sendo os limites superiores dos custos típicos. Isto se deve à
inexistência de estrutura inicial para atendimento deste serviço. Por último, os custos de
armazenamentos, também serão tratados como os limites superiores dos custos típicos.
Este são consequência de uma infraestrutura de armazenamento agrícola deficitária
como mostra CONAB (2005). Assim tem-se o seguinte custo logístico para a biomassa
na microrregião.
112
TABELA 33 – CUSTOS LOGÍSTICOS MICRORREGIÃO DE TOLEDO
R$/t
Colheita
57,84
Carga e Descarga
13,88
Armazenamento
22,73
Transporte
30,82
Custo Logístico Total
125,27
Fonte: Elaboração Própria
Outros dados
Foi também verificado, junto à base de dados da ANEEL, que a microrregião
possui, no município de Toledo, uma central termelétrica a biomassa de madeira de
3MW. Isto tende a indicar a inexistência de barreira associada ao fornecimento de
serviços ligados a construção e montagem de térmicas a biomassa na microrregião.
6.2 CASO B –MICRORREGIÃO DE UBERABA – MG
Dados geo-econômicos
A microrregião de Uberaba é composta por sete municípios e se encontra no
sudoeste mineiro, ótima localização entre quatro estados grandes produtores agrícolas
(Minas Gerais, São Paulo, Goiás e Mato Grosso). A microrregião é grande produtora
agrícola, terá uma fábrica de fertilizantes entrando em operação em 2015.
TABELA 34 – CARACTERÍSTICAS SOCIOECONÔMICAS DA MICRORREGIÃO DE
UBERABA – MG
MUNICÍPIOS
Água Comprida
Campo Florido
Conceição das Alagoas
Conquista
Delta
Uberaba
Veríssimo
TOTAL MR UBERABA
População
Área [km²]
[2010]
PIB [kR$] VA agro [kR$]
491,045
2.025
60.023
38.478
1.264,246
6.870
223.607
89.479
1.340,250
23.043
439.861
145.551
618,363
6.526
98.358
46.485
102,840
8.089
202.698
14.959
4.523,957
295.988
6.221.505
505.563
1.031,824
3.483
78.852
34.214
9.372,525
346.024 7.324.904
874.729
Fonte: IBGE (2011b)
113
Produção de resíduos
TABELA 35 – PRODUÇÃO DE RESÍDUOS NA MICRORREGIÃO DE UBERABA
PRODUÇÃO DE RESÍDUOS
[t]
2011
2012
2013
2014
2015
15.155
15.972
17.270
18.310
19.430
Resíduos de algodão
5.488
5.637
5.818
5.991
6.181
Palha de Arroz
907
931
961
990
1.021
Casca de Arroz
719.754
748.273
757.246
783.133
788.713
Resíduos de milho 1ª safra
18.103
18.320
18.946
19.081
Resíduos de milho 2ª safra 17.413
893.072
962.648
1.000.443
1.096.640
1.147.168
Resíduos de soja
TOTAL MR UBERABA
1.651.788
1.751.564
1.800.058
1.924.009
1.981.594
2016
20.430
6.378
1.054
807.210
19.529
1.179.013
2.033.614
2017
21.520
6.597
1.090
814.215
19.698
1.211.281
2.074.400
2018
22.518
6.821
1.127
825.552
19.972
1.244.463
2.120.453
2019
24.034
7.104
1.174
831.426
20.114
1.291.546
2.175.399
2020
24.121
7.356
1.215
865.831
20.947
1.310.197
2.229.668
PRODUÇÃO DE RESÍDUOS
[t]
2021
24.618
Resíduos de algodão
7.605
Palha de Arroz
1.257
Casca de Arroz
Resíduos de milho 1ª safra 871.105
Resíduos de milho 2ª safra 21.074
1.346.281
Resíduos de soja
TOTAL MR UBERABA
2.271.940
2026
26.904
9.265
1.531
960.466
23.236
1.474.332
2.495.733
2027
27.289
9.678
1.599
977.327
23.644
1.498.651
2.538.188
2028
27.653
10.117
1.671
994.761
24.066
1.522.095
2.580.363
2029
28.168
10.584
1.749
1.012.526
24.496
1.546.239
2.623.761
2030
28.519
11.082
1.831
1.029.820
24.914
1.569.535
2.665.701
2022
25.032
7.886
1.303
893.694
21.621
1.369.290
2.318.826
2023
25.468
8.191
1.353
906.129
21.922
1.399.259
2.362.322
2024
26.023
8.522
1.408
924.877
22.375
1.424.668
2.407.872
2025
26.506
8.880
1.467
941.198
22.770
1.450.726
2.451.547
Fonte: Elaboração própria a partir de Nasser et al (2010)
114
Tarifas de energia elétrica
Na microrregião de Uberaba a distribuidora é a CEMIG. As tarifas de
distribuição são expostas a seguir, sem impostos:
TABELA 36 – TARIFAS DE DISTRIBUIÇÃO CEMIG
CONVENCIONAL
DEMANDA [R$/kW]
A3a (30kV a 44kV)
44,59
A4 (2,3kV a 25kV)
44,72
AS (Subterrâneo)
79,56
B1 - Residencial
B1 - Residencial Baixa Renda
≤ 30 kWh
> 30 KWh e ≤ 100 kWh
> 100 kWh e ≤ 220 kWh
>220 kWh
B2 - Rural
B2 - Cooperativa de eletrificação rural
B2 - Serviço público de irrigação
B3 - Demais classes
B4 - Iluminação pública
B4a - Rede de distribuição
B4a - Bulbo da lâmpada
DEMANDA [R$/kW]
FORA DE
PONTA
PONTA
AZUL
A1 (230kV ou mais)
A2 (88kV a 138kV)
A3 (69kV)
A3a (30kV a 44kV)
A4 (2,3kV a 25kV)
AS (Subterrâneo)
27,97
39,13
44,53
44,69
46,82
VERDE
DEMANDA [R$/kW]
A3a (30kV a 44kV)
A4 (2,3kV a 25kV)
AS (Subterrâneo)
Em vigor a partir de 08/04/2011 até 07/04/2012
12,53
12,54
13,16
CONSUMO [R$/MWh]
163,86
163,86
163,86
389,78
129,47
221,94
332,97
369,92
228,09
127,27
209,69
363,90
187,45
205,78
CONSUMO [R$/MWh]
PONTA
FORA DE PONTA
SECA
ÚMIDA SECA ÚMIDA
255,76 231,84
161,55 147,67
255,76 231,84
161,55 147,67
255,76 231,84
161,55 147,67
255,76 231,84
161,55 147,67
255,76 231,84
161,55 147,67
255,76 231,84
161,55 147,67
CONSUMO [R$/MWh]
PONTA
FORA DE PONTA
SECA
ÚMIDA SECA ÚMIDA
1.289,69 1.265,77 161,55 147,67
1.293,46 1.269,54 161,55 147,67
1.332,69 1.308,77 161,55 147,67
Fonte: ANEEL (2011b)
Infraestrutura elétrica
A distribuidora da microrregião é a CEMIG. No sítio da internet da mesma há
reduzida informação sobre suas redes de distribuição e transmissão, também não foi
possível encontrar outras fontes.
115
Condição logística
Utilizando a mesma metodologia de distância média entre os municípios da
microrregião, foi encontrada uma distância de 68,90km, com a melhor cidade para
instalação de uma unidade de conversão de biomassa sendo; Uberaba com 54,67km de
distância média em relação às outras cidades da microrregião. O mapa rodoviário da
microrregião é exposto a seguir:
FIGURA 16 – MAPA RODOVIÁRIO DA MICRORREGIÃO DE UBERABA
Fonte: SIGEL (2011)
A condição de armazenagem da microrregião, também foi considerada seguindo
CONAB (2005). Este diz que o Triângulo Mineiro possui grande quantidade de
armazenamento e que, apesar da média estadual do déficit de armazenagem ser de 40%,
esta região pode até não apresentar este déficit, devido às características das culturas
produzidas. Assim como na microrregião de Toledo os custos de colheita e carga e
116
descarga serão considerados como os limites superiores dos custos típicos levantados.
Com isso, o custo logístico inicial da biomassa em Uberaba é de:
TABELA 37 - TABELA
Colheita
Carga e Descarga
Armazenamento
Transporte
Custo Logístico Total
R$/t
57,84
13,88
22,73
27,29
121,73
Fonte: Elaboração Própria
Outros dados
Quanto à existência de plantas termelétricas a biomassa na microrregião foi
identificada uma usina de 45MW, que utiliza bagaço de cana-de-açúcar, no município
de Uberaba.
6.3 CASO C – MICRORREGIÃO DE SANTA MARIA DA VITÓRIA –
BA
Dados geo-econômicos
A microrregião de Santa Maria da Vitória é composta por nove municípios.
TABELA 38– CARACTERÍSTICAS SOCIOECONÔMICAS DA MICRORREGIÃO DE
SANTA MARIA DA VITÓRIA – BA
MUNICÍPIOS
Canápolis
Cocos
Coribe
Correntina
Jaborandi
Santa Maria da Vitória
Santana
São Félix do Coribe
Serra Dourada
TOTAL MR SANTA MARIA DA VITÓRIA
Área [km²]
437,212
10.148,089
2.523,154
11.941,000
9.525,655
1.966,777
1.820,100
949,381
1.346,608
40.657,976
População
[2010]
PIB [kR$] VA agro [kR$]
9.410
29.038
4.879
18.153
128.492
68.544
14.307
54.862
16.286
31.249
497.900
215.855
8.973
159.341
115.535
40.309
158.767
15.511
24.750
105.297
24.852
13.048
62.129
16.464
18.112
61.048
15.614
178.311 1.256.874
493.540
Fonte: IBGE (2011b)
117
Produção de resíduos
TABELA 39– PRODUÇÃO
PRODUÇÃO DE RESÍDUOS [t]
Resíduos de algodão
Palha de Arroz
Casca de Arroz
Resíduos de milho 1ª safra
Resíduos de milho 2ª safra
Resíduos de soja
TOTAL MR SANTA MARIA DA
VITORIA
DE RESÍDUOS MICRORREGIÃO DE SANTA MARIA DA VITÓRIA
2011
2012
2013
2014
2015
2016
209.049
314.287
353.534
413.281
463.797
533.333
12.263
11.994
12.744
14.191
12.901
16.314
2.026
1.982
2.106
2.345
2.131
2.695
82.543
82.394
83.729
84.898
86.265
87.167
0
0
0
0
0
0
1.056.817
1.114.927
1.122.639
1.154.433
1.165.670
1.202.700
2017
667.997
13.906
2.297
88.515
0
1.243.342
2018
812.185
15.539
2.567
89.624
0
1.306.389
2019
987.145
17.314
2.861
91.189
0
1.352.641
2020
1.141.561
22.301
3.684
95.750
0
1.386.281
1.362.698
1.525.584
1.574.752
1.669.147
1.730.765
1.842.209
2.016.058
2.226.305
2.451.150
2.649.577
PRODUÇÃO DE RESÍDUOS [t]
2021
1.427.854
Resíduos de algodão
22.971
Palha de Arroz
3.795
Casca de Arroz
99.050
Resíduos de milho 1ª safra
0
Resíduos de milho 2ª safra
1.455.993
Resíduos de soja
TOTAL MR SANTA MARIA DA
VITORIA
3.009.664
2022
1.682.999
24.488
4.046
102.780
0
1.544.554
2023
1.993.644
27.038
4.467
105.596
0
1.596.068
2024
2.256.981
35.246
5.823
108.855
0
1.737.637
2025
2.531.709
43.535
7.193
112.009
0
1.769.529
2026
2.669.270
48.468
8.008
114.777
0
1.915.783
2027
2.811.393
42.875
7.084
117.626
0
1.980.680
2028
2.730.838
48.066
7.941
120.625
0
2.086.201
2029
2.607.730
55.986
9.250
123.650
0
2.194.132
2030
2.491.342
64.480
10.653
126.826
0
2.300.486
3.358.867
3.726.814
4.144.542
4.463.975
4.756.305
4.959.657
4.993.670
4.990.748
4.993.787
Fonte: Adaptado de Nasser et al (2010)
118
Tarifas de energia elétrica
Na microrregião de Santa Maria da Vitória a distribuidora é a COELBA, e suas
tarifas de distribuição sem impostos são:
TABELA 40– TARIFAS DE DISTRIBUIÇÃO COELBA
CONVENCIONAL
DEMANDA [R$/kW]
A3a (30kV a 44kV)
51,45
A4 (2,3kV a 25kV)
60,28
B1 - Residencial
B1 - Residencial Baixa Renda
≤ 30 kWh
> 30 KWh e ≤ 100 kWh
> 100 kWh e ≤ 220 kWh
>220 kWh
B2 - Rural
B2 - Cooperativa de eletrificação rural
B2 - Serviço público de irrigação
B3 - Demais classes
B4 - Iluminação pública
B4a - Rede de distribuição
B4a - Bulbo da lâmpada
DEMANDA [R$/kW]
AZUL
FORA DE
PONTA
PONTA
A1 (230kV ou mais) - Continental
4,06
A1 (230kV ou mais) - EKA
5,40
A1 (230kV ou mais) - Embasa
4,72
A1 (230kV ou mais) - Ford
4,06
A2 (88kV a 138kV)
26,71
4,74
A3 (69kV)
35,64
7,97
A3a (30kV a 44kV)
51,02
14,72
A4 (2,3kV a 25kV)
59,44
17,48
VERDE
DEMANDA [R$/kW]
A3a (30kV a 44kV)
A4 (2,3kV a 25kV)
Em vigor a partir de 22/04/2011 até 21/04/2012
14,72
17,48
CONSUMO [R$/MWh]
146,72
146,72
382,03
127,27
218,12
327,21
363,57
239,05
172,85
219,84
381,31
196,46
215,68
CONSUMO [R$/MWh]
PONTA
FORA DE PONTA
SECA
ÚMIDA
SECA ÚMIDA
232,98
210,53
144,56 131,53
232,98
210,53
232,98
210,53
232,98
210,53
232,98
210,53
144,56 131,53
232,98
210,53
144,56 131,53
232,98
210,53
144,56 131,53
232,98
210,53
144,56 131,53
CONSUMO [R$/MWh]
PONTA
FORA DE PONTA
SECA
ÚMIDA
SECA ÚMIDA
1.417,63 1.395,18 144,56 131,53
1.613,32 1.590,87 144,56 131,53
Fonte: ANEEL (2011c)
Infraestrutura elétrica
A microrregião tem como distribuidora a COELBA. No sítio da mesma é
possível encontrar dados detalhados por nível de tensão de linhas de transmissão, de
distribuição de transformadores, de subestações e de potência instalada. Contudo, estas
informações estão desatualizadas e não são georreferenciadas.
119
Condição logística
Assim como nos outros casos, para os custos de colheita e carga e descarga serão
utilizados os limites superiores. Para o custo de transporte a distância média utilizada é
de 83,82km, sendo o município de Santa Maria da Vitória com a menor distância média
em relação aos outros municípios, 61,64km.
FIGURA 17 – MAPA RODOVIÁRIO DA MICRORREGIÃO DE SANTA MARIA DA
VITÓRIA
Fonte: SIGEL (2011)
No que se refere aos custos de armazenamento, CONAB (2005) identifica as
deficiências do oeste baiano na armazenagem, principalmente, do algodão. Como a
microrregião é localizada no sudoeste baiano e as projeções de expansão desta região
são muito positivas (NASSER ET AL 2010, MAPA 2011), os custos de armazenamento
serão trabalhados no limite superior para todo o horizonte de análise. Com isso, o custo
logístico inicial para essa microrregião é:
120
TABELA 41– CUSTO LOGÍSTICO DA BIOMASSA NA MICRORREGIÃO DE SANTA
MARIA DA VITÓRIA
R$/t
Colheita
57,84
Carga e Descarga
13,88
Armazenamento
22,73
Transporte
33,19
Custo Logístico Total
127,63
Fonte: Elaboração Própria
Outros dados
Não foi identificada a existência de unidades termelétrica a biomassa na
microrregião
6.4 CASO D – MICRORREGIÃO DE CAMPANHA OCIDENTAL - RS
Dados geo-econômicos
A microrregião de campanha ocidental é composta por dez municípios.
Localizada no extremo sul do país na região fronteiriça com a Argentina. É a principal
produtora de arroz no país.
TABELA 42– CARACTERÍSTICAS SOCIOECONÔMICAS DA MICRORREGIÃO DE
CAMPANHA OCIDENTAL – RS
MUNICÍPIOS
Alegrete
Barra do Quaraí
Garruchos
Itaqui
Maçambara
Manoel Viana
Quaraí
São Borja
São Francisco de Assis
Uruguaiana
TOTAL MR CAMPANHA OCIDENTAL
População
Área [km²] [2010] PIB [kR$] VA agro [kR$]
7.803,990 77.653 1.022.332
227.555
1.056,149
4.012
98.979
61.738
799,852
3.234
212.241
31.051
3.404,053 38.159
690.055
206.292
1.682,828
4.738
124.715
79.116
1.390,702
7.072
102.116
51.454
3.147,647 23.021
220.579
76.081
3.616,035 61.671 1.013.841
151.875
2.508,464 19.254
190.949
72.216
5.715,791 125.435 2.446.859
263.313
31.125,511 364.249 6.122.666 1.220.691
Fonte: IBGE (2011b)
121
Produção de resíduos
TABELA 43– PRODUÇÃO DE RESÍDUOS DA MICRORREGIÃO DE CAMPANHA OCIDENTAL
PRODUÇÃO DE RESÍDUOS [t]
2011
2012
2013
2014
2015
2016
0
0
0
0
0
0
Resíduos de algodão
2.472.267
2.548.138
2.624.839
2.698.906
2.788.032
2.882.397
Palha de Arroz
408.462
420.997
433.669
445.906
460.631
476.222
Casca de Arroz
243.236
249.464
251.352
257.821
261.843
267.596
Resíduos de milho 1ª safra
0
0
0
0
0
0
Resíduos de milho 2ª safra
869.625
899.095
922.830
951.013
1.009.453
1.050.423
Resíduos de soja
TOTAL MR CAMPANHA
OCIDENTAL
3.993.590
4.117.693
4.232.690
4.353.646
4.519.959
4.676.638
PRODUÇÃO DE RESÍDUOS [t]
Resíduos de algodão
Palha de Arroz
Casca de Arroz
Resíduos de milho 1ª safra
Resíduos de milho 2ª safra
Resíduos de soja
TOTAL MR CAMPANHA
OCIDENTAL
2017
0
2.977.100
491.869
270.914
0
1.081.369
2018
0
3.071.324
507.436
276.406
0
1.115.544
2019
0
3.168.764
523.535
282.625
0
1.145.765
2020
0
3.268.115
539.949
293.296
0
1.169.170
4.821.252
4.970.711
5.120.689
5.270.531
2021
0
3.359.046
554.973
298.687
0
1.200.348
2022
0
3.468.978
573.135
307.608
0
1.228.555
2023
0
3.576.742
590.940
314.852
0
1.260.801
2024
0
3.689.067
609.498
323.461
0
1.291.413
2025
0
3.803.754
628.446
332.579
0
1.323.192
2026
0
3.923.395
648.213
341.713
0
1.354.765
2027
0
4.045.527
668.391
350.136
0
1.386.071
2028
0
4.170.165
688.984
358.753
0
1.418.519
2029
0
4.298.922
710.257
367.227
0
1.450.905
2030
0
4.439.222
733.437
378.545
0
1.483.157
5.413.054
5.578.277
5.743.335
5.913.440
6.087.971
6.268.086
6.450.125
6.636.421
6.827.311
7.034.360
Fonte: Adaptado de Nasser ET al (2010)
122
Tarifas de energia elétrica
A distribuidora é responsável pela microrregião de Campanha Ocidental é a AES
SUL. E suas tarifas de distribuição são:
TABELA 44– TARIFAS DE DISTRIBUIÇÃO AES SUL
CONVENCIONAL
DEMANDA [R$/kW]
A4 (2,3kV a 25kV)
43,31
B1 - Residencial
B1 - Residencial Baixa Renda
≤ 30 kWh
> 30 KWh e ≤ 100 kWh
> 100 kWh e ≤ 220 kWh
>220 kWh
B2 - Rural
B2 - Cooperativa de eletrificação rural
B2 - Serviço público de irrigação
B3 - Demais classes
B4 - Iluminação pública
B4a - Rede de distribuição
B4a - Bulbo da lâmpada
DEMANDA [R$/kW]
AZUL
FORA DE
PONTA
PONTA
A1 (230kV ou mais) - Borealis
6,40
A1 (230kV ou mais) - Braskem
6,40
A1 (230kV ou mais) - Gerdau
6,56
A1 (230kV ou mais) - Masisa
6,40
A2 (88kV a 138kV)
24,02
3,27
A3 (69kV)
28,63
4,98
A4 (2,3kV a 25kV)
44,61
11,19
VERDE
DEMANDA [R$/kW]
A4 (2,3kV a 25kV)
Em vigor a partir de 19/04/2011 até 18/04/2012
11,19
CONSUMO [R$/MWh]
158,71
314,97
103,41
177,27
265,86
295,41
216,40
152,05
188,56
314,52
162,07
177,85
CONSUMO [R$/MWh]
PONTA
FORA DE PONTA
SECA
ÚMIDA
SECA ÚMIDA
247,45
224,35
156,48 143,08
247,45
224,35
156,48 143,08
247,45
224,35
156,48 143,08
247,45
224,35
156,48 143,08
247,45
224,35
156,48 143,08
247,45
224,35
156,48 143,08
247,45
224,35
156,48 143,08
CONSUMO [R$/MWh]
PONTA
FORA DE PONTA
SECA
ÚMIDA
SECA ÚMIDA
1.283,26 1.260,16 156,48 143,08
Fonte: ANEEL (2011d)
Infraestrutura elétrica
No sítio da AES Sul é possível encontrar informações sobre o comprimento da
rede de distribuição, de transmissão, área de concessão, subestações, transformadores,
venda de energia, entre outros dados administrativos. Entretanto, não há detalhes sobre
níveis de tensão, localização ou investimento em expansão.
123
Condição logística
A distância média considerada para a microrregião de Campanha Ocidental será
de 184,56km, sendo Alegrete o melhor município para a instalação de uma unidade de
produção de bioeletricidade, com distância média de 149,33km. Também serão
utilizados os limites superiores para colheita carga e descarga. O mapa rodoviário da
microrregião é exposto a seguir.
FIGURA 18 – MAPA RODOVIÁRIO DE CAMPANHA OCIDENTAL
Fonte: Sigel (2011)
No armazenamento CONAB (2005), indica que a capacidade de armazenamento
nas regiões produtoras de arroz é suficiente. Assim, para análise será considerado,
inicialmente, o limite superior no custo de armazenagem, decrescendo linearmente até o
custo médio típico no final do período.
TABELA 45 – CUSTO LOGÍSTICO INICIAL DA BIOMASSA NA MICRORREGIÃO DE
CAMPANHA OCIDENTAL
R$/t
Colheita
57,84
Carga e Descarga
13,88
Armazenamento
22,73
Transporte
73,08
Custo Logístico Total
167,53
Fonte: Elaboração própria
124
Outros dados
Na região foram encontradas três termelétricas a casca de arroz, em Itaqui, de
4,2MW; em São Borja, de 12,5MW; e em Alegrete, de 5MW. Isto indica uma
disposição dos produtores de resíduos ao aproveitamento energético dos mesmos.
6.5 CASO E – MICRORREGIÃO DE ALTO TELES PIRES - MT
Dados geo-econômicos
A microrregião é composta por nove municípios que tem nas atividades
agrícolas as principais atividades da microrregião.
TABELA 46– CARACTERÍSTICAS SOCIOECONÔMICAS DA MICRORREGIÃO DE ALTO
TELES PIRES – MT
MUNICÍPIOS
Área [km²] População [2010]
Ipiranga do Norte
3.467,047
5.123
Itanhangá
2.898,069
5.276
Lucas do Rio Verde
3.663,995
45.556
Nobres
3.892,051
15.002
Nova Mutum
9.556,036
31.649
Nova Ubiratã
12.706,164
9.218
Santa Rita do Trivelato
4.728,207
2.491
Sorriso
9.329,554
66.521
Tapurah
4.510,646
10.392
TOTAL MR ALTO TELES PIRES 54.751,769
191.228
PIB [kR$]
351.025
108.088
1.669.888
199.378
1.307.427
428.310
288.364
2.389.598
323.035
7.065.113
VA agro
[kR$]
221.446
68.070
405.571
41.203
512.212
279.510
191.036
791.159
188.755
2.698.962
Fonte: IBGE (2011b)
125
Produção de resíduos
TABELA 47– PRODUÇÃO DE RESÍDUOS EM ALTO TELES PIRES
PRODUÇÃO DE RESÍDUOS [t]
2011
2012
2013
2014
317.962
341.645
383.404
423.706
Resíduos de algodão
82.260
80.242
82.336
81.802
Palha de Arroz
13.591
13.257
13.603
13.515
Casca de Arroz
985.687
1.011.389
1.004.412
1.031.536
Resíduos de milho 1ª safra
5.392.190
5.500.034
5.610.035
5.722.236
Resíduos de milho 2ª safra
13.647.170 14.334.706 14.916.387 15.595.815
Resíduos de soja
TOTAL MR ALTO TELES PIRES 20.438.860 21.281.274 22.010.178 22.868.609
2015
468.513
83.887
13.860
1.024.714
5.836.680
15.939.310
23.366.965
2016
449.901
84.011
13.880
1.038.616
5.953.414
16.826.955
24.366.778
2017
281.676
85.238
14.083
1.032.066
6.072.482
17.341.771
24.827.316
2018
325.434
43.762
7.230
751.284
6.193.932
18.071.737
25.393.379
2019
361.956
44.951
7.427
517.535
6.317.810
18.595.309
25.844.988
2020
367.148
45.917
7.586
543.810
6.444.167
18.705.923
26.114.551
PRODUÇÃO DE RESÍDUOS [t]
2021
372.629
Resíduos de algodão
0
Palha de Arroz
0
Casca de Arroz
539.067
Resíduos de milho 1ª safra
6.573.050
Resíduos de milho 2ª safra
19.071.823
Resíduos de soja
TOTAL MR ALTO TELES PIRES 26.556.569
2025
0
0
0
458.116
7.114.881
20.189.240
27.762.237
2026
0
0
0
318.517
7.257.178
20.471.169
28.046.865
2027
0
0
0
183.674
7.402.322
20.747.089
28.333.085
2028
0
0
0
53.187
7.550.368
21.017.681
28.621.237
2029
0
0
0
0
7.701.376
21.220.370
28.921.745
2030
0
0
0
0
7.855.403
21.377.469
29.232.872
2022
298.630
0
0
555.375
6.704.511
19.304.207
26.862.723
2023
151.141
0
0
559.762
6.838.601
19.620.715
27.170.220
2024
38.837
0
0
571.137
6.975.373
19.889.095
27.474.443
Fonte: Adaptado de nasser et al (2010)
126
Tarifas de energia elétrica
A distribuidora é responsável pela microrregião de Alto Teles Pires é a CEMAT. E
suas tarifas de distribuição são:
TABELA 48– TARIFAS DE DISTRIBUIÇÃO CEMAT
CONVENCIONAL
DEMANDA [R$/kW]
A3a (30kV a 44kV)
33,52
A4 (2,3kV a 25kV)
47,79
B1 - Residencial
B1 - Residencial Baixa Renda
≤ 30 kWh
> 30 KWh e ≤ 100 kWh
> 100 kWh e ≤ 220 kWh
>220 kWh
B2 - Rural
B2 - Cooperativa de eletrificação rural
B2 - Serviço público de irrigação
B3 - Demais classes
B4 - Iluminação pública
B4a - Rede de distribuição
B4a - Bulbo da lâmpada
DEMANDA [R$/kW]
AZUL
FORA DE
PONTA
PONTA
A2 (88kV a 138kV)
22,93
4,15
A3 (69kV)
23,63
5,11
A3a (30kV a 44kV)
33,39
9,47
A4 (2,3kV a 25kV)
46,97
13,97
VERDE
DEMANDA [R$/kW]
A3a (30kV a 44kV)
A4 (2,3kV a 25kV)
Em vigor a partir de 08/04/2011 até 07/04/2012
9,47
13,97
CONSUMO [R$/MWh]
200,69
200,69
412,57
137,43
235,66
353,45
392,76
273,65
206,78
251,62
436,53
224,94
246,93
CONSUMO [R$/MWh]
PONTA
FORA DE PONTA
SECA
ÚMIDA
SECA ÚMIDA
316,19
286,13
197,79 180,35
316,19
286,13
197,79 180,35
316,19
286,13
197,79 180,35
316,19
286,13
197,79 180,35
CONSUMO [R$/MWh]
PONTA
FORA DE PONTA
SECA
ÚMIDA
SECA ÚMIDA
1.091,65 1.061,59 197,79 180,35
1.406,90 1.376,84 197,79 180,35
Fonte: ANEEL (2011e)
Infraestrutura elétrica
Para as redes de distribuição da CEMAT não informação alguma disponível no
sítio da internet.
Condição logística
A microrregião de Alto Teles Pires possui a maior distância média entre os
municípios, dentre as regiões analisadas, 207,11km. O município com menor distância
127
média em relação aos outro municípios é Lucas do Rio Verde com 163, 71 km. Como para
as microrregiões anteriores, a carga e descarga e a colheita serão tratadas nos limites
superiores dos custos típicos exibidos.
FIGURA 19 – MAPA RODOVIÁRIO DE ALTO TELES PIRES
Fonte: SIGEL (2011)
Para o armazenamento CONAB (2005), indica uma situação bastante negativa na
capacidade de armazenamento agrícola para o estado do Mato Grosso. Assim, o custo será
tratado no limite superior em todo o horizonte analisado. Com isso o custo logístico inicial
da biomassa na microrregião é:
TABELA 49– CUSTO LOGÍSTICO INICIAL DA BIOMASSA NA MICRORREGIÃO DE ALTO
TELES PIRES
R$/t
Colheita
57,84
Carga e Descarga
13,88
Armazenamento
22,73
Transporte
82,01
Custo Logístico Total
176,46
Fonte: Elaboração própria
128
Outros dados
Não foram localizadas termelétricas a biomassa na microrregião.
Assim, os casos foram caracterizados as simulações dos custos de produção da
agroeletricidade e as análises de competitividade serão expostas no capítulo seguinte, que
também trará todos os dados de simulação utilizados.
129
7 APRESENTAÇÃO E ANÁLISE DOS RESULTADOS
Neste capítulo serão apresentados os resultados das simulações realizadas para
diferentes condições expostas nos capítulos anteriores. Serão também apresentadas as
análises dos resultados de maneira a identificar as variáveis mais sensíveis, ou de maior
importância na viabilização da agroeletricidade. Antes, porém, serão apresentados os dados
utilizados nas simulações.
7.1 APRESENTAÇÃO DOS DADOS DE SIMULAÇÃO
Os únicos dados apresentados até este ponto foram os custos logísticos, os custos de
conexão e a produção de resíduos por microrregião, expostos no capítulo anterior. Assim há
a necessidade de apresentar os outros parâmetros de custos, bem como dados das
tecnologias utilizados nas simulações, custos da biomassa consolidados e premissas
utilizadas.
7.1.1 DADOS DAS ROTAS TECNOLÓGICAS
Rota 1 – Ciclo a vapor a baixa pressão
Na rota um a conversão da biomassa em eletricidade se dá através da queima em
caldeira de baixa pressão e conversão do vapor em turbinas a vapor. Eficiência de 1ª Lei
para conversão adotada será de 20%, com caldeiras de 8 bar e temperatura do vapor de
390ºC e turbinas de contrapressão. A capacidade típica escolhida foi de 10MW. O custo de
capital foi escolhido o maior entre os estimados a partir de EPE (2007) e de Reolon (2011),
sendo admitido o custo de capital de EPE (2007) no valor de R$/kW 1.89049. Por fim os
custos de manutenção anuais foram definidos em 3% do investimento anualizado, com em
Walter (2010). A vida útil determinada foi de 20 anos.
Rota 2 – Ciclo a vapor a alta pressão
Esta rota é similar à primeira rota, tendo como diferenças as condições de conversão
da biomassa. A escala típica adotada para esta rota é de 30MW, com caldeiras de 67bar,
49
Este valor foi atualizado para dólares de 2010 e convertido para real com a cotação de 1,80.
130
temperatura de vapor de 520ºC e eficiência de 30%. Assim como na rota anterior o custo de
instalação adotado foi selecionado da mesma maneira, sendo definido como R$/kW 3.300.
Os custos de manutenção anuais também foram definidos como 3% do investimento
anualizado, com a mesma vida útil.
Rota 3 – Gasificação em leito fixo + Queima em motor de combustão interna
Esta terceira rota será composta por um gasificador de leito fixo do tipo downdraft,
para a produção do syngas, que será queimado em um motor de combustão. A eficiência
adotada para esta rota foi de 35%, será também considerando o consumo de energia elétrica
próprio da planta50. A escala típica adotada para esta rota é de 500kWe, citado em
Buragohain et al (2010) como sendo o limite superior típico. Os custos de instalação foram
definidos a partir de Buragohain et al (2010) e Reolon (2011)51, sendo definido em R$/kWe
5.180. Já os custos de manutenção foram definidos em 10% dos investimentos anualizados.
Foi considerado, como em Martinez et al (2012), a produção de 2000Nm³ de syngas por
tonelada de biomassa, além do syngas ser de baixo poder calorífico, 5 MJ/m³. a vida útil foi
definida em 15 anos.
Rota4 – Gasificação em leito fluidizado + queima em motores de combustão
interna
A rota quatro é bastante similar a anterior, tendo a utilização de um gasificador de
leito fluidizado circulante no lugar do gasificador de leito fixo. A escala típica adotada para
esta rota é de 2.000kWe, com eficiência igual a rota anterior. Os custos foram definido da
mesma maneira, chegando ao valor de R$/kWe 6.130 e custos de manutenção em 10%. Para
os indicadores de produção foram utilizadas como referências as simulações realizados por
Li et al (2004) que demonstraram para biomassas similares as deste trabalho uma produção
de 2.205 Nm³ de syngas por de biomassa. Este syngas também de baixo poder calorífico,
50
Alimentação da biomassa, automação e controle, bombeamento, etc.
Os custos com gasificadores foram estimados a partir de Buragohain et al (2010) e os custos da planta de
geração elétrica com motores de combustão interna, foram estimados a partir de valores fornecidos por
Reolon (2011), sendo este valores para plantas com queima de biogás.
51
131
pois tem o ar como agente gasificador, que contribui para a alta participação de
no gás
produzido. A vida útil desta rota também foi definida em 15 anos.
Rota 5 – Peletização + Gasificação a leito fluidizado + queima em motor de
combustão interna
A rota 6 inclui a peletização como beneficiamento integrado antes da conversão da
biomassa. Os dados utilizados sobre as plantas de peletização foram baseados em Campbel
(2007). Assim o fator de perda de biomassa utilizado foi de 5%, e o aumento da densidade
de 150kg/m³ para 600 kg/m³, com um PCI de 16,5MJ/kg. A escala típica para a planta de
geração foi definida em 2MW e da planta de peletização em 2t/h. A eficiência adotada foi
calculada do mesmo modo que nas outras rotas, sendo de 35%. Para a peletização foi
considerado um consumo de 60kWh/t, conforme Quirino (2007). Finalmente foi
considerada uma produção de syngas de baixo poder calorífico, 6MJ/m³, de 3.000Nm³ por
tonelada de pellet. A vida útil da planta foi considerada de 15 anos. O investimento
considerado é de R$/kWe 7.250, estimado a partir de Campbel (2007) e Buragohain et al
(2010), e os custos anuais de manutenção foram definidos em 10%.
Rota 6 – Peletização + Gasificação a leito fluidizado + queima em ciclo
combinado
A última rota simulada congrega dois diferentes tipos de beneficiamento da
biomassa e além de utilizar o ciclo combinado para a geração de energia elétrica. A escala
típica foi definida em 18MW, conforme a rota de menor escala testada por Klimantos et al
(2009), com uma eficiência líquida de 37,9%. Nesta rota foi considerado uma planta de
peletização com capacidade de 10t/h, e também consumo de 60kWh/t de pellet conforme
Quirino (2007).O investimento foi estimado a partir de Campbel (2007) e Klimantos et al
(2009), ficando no valor de R$/kWe 10.300, com os custos de manutenção em 10% e vida
útil de 20 anos.
132
TABELA 50– DADOS TECNOLÓGICOS UTILIZADOS NA SIMULAÇÃO
Eficiência
Custo de O&M [%
de
Escala
Capital
do custo
Especificações
Conversão
[R$/kWe] de capital]
Elétrica
Vapor a 390°C e 8bar, turbinas
Rota 1 10 MW
20%
1.890,00
3%
de contrapressão
Vapor a 520°C e 67bar,
Rota 2 30 MW
30%
3.300,00
3%
turbinas de condensação
Gasificador Leito Fixo
500
Downdraft, 2.000Nm³ por
Rota 3
35%
5.180,00
5%
kW
tonelada de biomassa e PCI do
gás combsutível de 5MJ/m³
Gasificador Leito Fluidizado
Circulante, 2.205Nm³ por
Rota 4 2 MW
35%
6.130,00
5%
tonelada de biomassa e PCI do
gás combustível de 5MJ/m³ +
MCI
Rota 5
2 MW
35%
7.250,00
5%
Rota 6 18 MW
38%
10.300,00
5%
Outras
Informações
-
-
-
Planta de
peletização de
2t/h com
consumo de
60kWh/t de pellet
Gasificador Leito Fluidizado
Planta de
Circulante, 3.000Nm³ por
peletização de
tonelada de pellet e PCI do gás
10t/h com
combustível de 6MJ/m³ + Ciclo
consumo de
Combinado
60kWh/t de pellet
Gasificador Leito Fluidizado
Circulante, 3.000Nm³ por
tonelada de pellet e PCI do gás
combustível de 6MJ/m³ + MCI
Fonte: Elaboração própria.
7.1.2 CUSTOS DA BIOMASSA
A evolução dos custos de biomassa por microrregião é apresentada a seguir:
TABELA 51– CUSTOS DE BIOMASSA POR MICRORREGIÃO
Toledo/ Uberaba/
Santa Maria da
Campanha
PR
MG
Vitória/BA
Ocidental/RS
Distância Média
77,84
68,90
83,82
184,56
Colheita [R$/t]
57,84
57,84
57,84
57,84
Armazenamento
[R$/t]
22,73
22,73
22,73
22,73
Carga e Descarga
[R$/t]
13,88
13,88
13,88
13,88
Transporte [R$/t]
30,82
27,29
33,19
73,08
Prêmio
7,50%
7,50%
7,50%
7,50%
Total
134,66
130,86
137,21
180,09
Alto Teles
Pires/MT
207,11
57,84
22,73
13,88
82,01
7,50%
189,69
Fonte: Elaboração própria.
Os custo apresentados na tabela anterior são compostos por todas etapas logísticas,
colheita, carga e descarga, transporte e armazenamento, além de um custo de “prêmio” ao
produtor da biomassa residual, como forma de remuneração ao mesmo. Isto aproxima a
133
análise a uma dimensão mais real, pois como o produtor precisará de uma nova estrutura
logística para colheita e destinação desta biomassa, o mesmo demandará um retorno por
este uso, por mais que não seja ele o investidor desta estrutura52.
O custo do prêmio foi definido em 7,5% do custo de fornecimento da biomassa,
como em Sultana et al (2010). Este foi calculado com os custos expostos em Sultana et al
(2010), tomando como base somente os custos logísticos e excluindo os custos decorrentes
da maior necessidade de fertilizantes.
7.1.3 DADOS FINANCEIROS
Para os dados de financiamento será considerada a linha de financiamento do
BNDES para energias alternativas, que financia até 80% (90% se for cogeração a biomassa
acima de 60bar), a um juro máximo de 6,41% a.a, com um prazo de 16 anos (BNDES,
2011). Para taxa de retorno do investidor será utilizado 14,83%. Estes dois valores de taxas
são valores reais com uma inflação descontada de 4,5% ao ano. As taxas de câmbio
utilizadas foram R$/US$ 1,80 e R$/€ 2,40.
7.1.4 OUTRAS PREMISSAS
Dada a natureza da análise de teste de viabilidade através da competitividade do
custo da eletricidade, algumas premissas foram assumidas ao longo do trabalho, muitas
delas já foram expostas nos capítulos anteriores. No intuito de demonstrar as limitações das
análises, as premissas já expostas serão reexibidas juntamente com as premissas utilizadas
nas simulações. O conjunto de premissas já expostas é o seguinte:
 Produção e qualidade da biomassa
Fatores de produtividade e composição da biomassa;
Evolução da produção nas microrregiões;
Produtividade dos resíduos;
52
O esquema de colheita dos resíduos poderá ser feito de maneira terceirizada, como já é feito em alguns
casos para a produção agrícola.
134
Distribuição sazonal da colheita;
Não necessidade de fertilizantes adicionais por conta da colheita dos
resíduos;
Fábricas de arroz na mesma microrregião produtora de arroz;
Pellet com determinada especificação;
 Condições logísticas
Disponibilidade de serviços logísticos, principalmente transportes e sistemas
de colheita (viáveis);
Custos logísticos;
Distâncias médias de transportes assumidas;
Características das microrregiões em termos de escala propriedades;
Preço da biomassa constante durante todo o ano;
 Aspectos tecnológicos
Premissas de eficiência e conversão da biomassa, como: eficiência dos
ciclos, indicadores de gasificação, PCI dos gases, etc.
Disponibilidade de serviços, como fornecimento de equipamentos,
construção, montagem e operação e manutenção;
Condição da infraestrutura elétrica
 Aspectos econômicos
Tarifas de energia elétrica constantes no período;
Preços do leilão constante no período no valor de 102,41 R$/MWh, preço
médio das usinas de biomassa que contratadas no leilão A-3 de 2011(EPE,
2011c);
Custos de conexão assumidos;
Custos de investimentos assumidos;
135
Preço de venda de pellets de R$/t 200,0053;
Uso da linha de financiamento sem restrições.
 Outras premissas assumidas.
Uma premissa básica utilizada foi considerar somente a entrada em operação das
primeiras usinas a partir de 2015. Este fato se deve a alguns motivos: primeiro é devido ao
tempo de construção de usinas, considerado de 2 anos; segundo da necessidade da decisão
de investimento e atuação dos atores do processo. Outras premissas são:
Todas as usinas têm disponibilidade para operar juntamente com o início de
disponibilidade da biomassa no ano.
Disponibilidade de serviços de engenharia, construção, fornecimento de
equipamentos e operação e manutenção;
Todas as unidades terão sistemas de recepção e estocagem da biomassa;
Nº de unidades instaladas por ano.
Foi também considerada uma restrição referente a instalação de plantas por ano. Esta
restrição é consequência da limitada capacidade de fornecimento de equipamentos e da
limitada oferta de serviços de construção e montagem nas diferentes regiões analisadas.
Para plantas maiores ou iguais a 10MW (rotas 1, 2 e 6) foi considerado o limite de uma
planta por microrregião por ano. Isto foi estabelecido por conta da necessidade de serviços
de engenharia, construção e montagem em regiões de interior, além da capacidade de
fornecimento de equipamentos. Para as rotas menores ou iguais a 2MW (rotas 2, 3, 4 e 5)
foi considerado o limite de construção de três plantas por ano.
7.2 APRESENTAÇÃO DOS RESULTADOS DA SIMULAÇÃO
Os dados apresentados serão os custos finais da eletricidade acumulada gerada ao
longo do período, os fatores de capacidade, o número de unidades em operação, os
53
Assumido como 10% a mais que o custo da biomassa assumida.
136
montantes de energia elétrica disponível e a verificação ou não da competitividade em
diferentes mercados.
7.2.1 MICRORREGIÃO DE TOLEDO – PR
Para a análise da competitividade os valores adotados de custos atuais de
eletricidade são: o preço médio das usinas de biomassa contratadas no leilão A-3 de 2011,
102,41 e as tarifas da concessionária de distribuição apresentadas no capítulo. Estas são
expostas novamente através de preços médios54. Ademais, o custo da TUSD deve ser
adicionado caso a análise seja de comercialização desta energia em diferentes mercados. O
valor da TUSD para a COPEL é de R$/MWh 31,99, com o desconto de TUSD por ser
biomassa residual tem-se R$/MWh 15,995. Para os encargos devidos foram utilizado o
mesmo valor que o utilizado para COPEL e exposto em ANEEL (2011f), R$/MWh 6,42.
A seguir são expostas as tabelas com as características e resultados de cada rota para
a microrregião.
54
Foi assumida uma carga flat durante todo o ano e durante o dia, ou seja, carga igual no horário de ponta e
fora de ponta e nos períodos seco e úmidos. Também não foram considerados os custos de demanda, uma
vez que estes foram entendidos como custos de back-up, assim, estarão contidos em qualquer cenário.
137
TABELA 52– TARIFAS MÉDIAS DE DISTRIBUIÇÃO NA MICRORREGIÃO DE TOLEDO/PR
CASO 1 TOLEDO
A1
153,70
AS_azu AS_verd
l
e
AS_conv
153,70 257,39 150,84
A2
153,70
A3_azul A3_verde A3_conv A4_azul
A4_verde
A4_conv
153,70
233,14
150,84
153,70
252,78
150,84
Tarifa
B1 entre B1 entre
média
B1_residencia
B1 <
30 e
100 e
B1
B2_cooperativ B2_irrigaçã
[R$/MWh
l
30kWh 100kWh 220kWh >220kWh B2_rural
a
o
B3
]
309,42
101,24 173,55
260,29
289,22
181,35
138,81
166,78
289,36
Mínimo
Médio
Máximo
150,84
178,58
257,39
B4a
B4b
149,02 163,62
TUSD
31,99
Fonte: Elaboração própria a partir de ANEEL (2011)
GRÁFICO 5–EVOLUÇÃO DOS FATORES DE CAPACIDADE POR ROTA NA MICRORREGIÃO DE TOLEDO/PR
88,0%
86,0%
%
84,0%
82,0%
Rota 1
80,0%
Rota 2
78,0%
Rota 3
76,0%
Rota 4
74,0%
Rota 5
72,0%
Rota 6
70,0%
68,0%
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
Fonte: Elaboração própria
138
GRÁFICO 6– EVOLUÇÃO DA PRODUÇÃO DE AGROELETRICIDADE POR ROTA NA MICRORREGIÃO DE TOLEDO/PR
3.500,00
3.000,00
2.500,00
Rota 1
2.000,00
GWh
Rota 2
Rota 3
Rota 4
1.500,00
Rota 5
Rota 6
1.000,00
500,00
0,00
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
Fonte: Elaboração própria
139
TABELA 53– COMPETITIVIDADE DA AGROELETRICIDADE NA MICRORREGIÃO DE TOLEDO/PR
Custo da eletricidade
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
[R$/MWh]
2026
2027
2028
2029
2030
Rota 1 s/ conexão
180,21
181,36
181,58
182,31
181,98
181,64 181,29 180,91 180,53 180,12 179,70 179,25 178,79
178,31
177,80 177,28
Rota 1 c/ conexão
204,08
205,52
205,76
206,66
206,22
205,76 205,28 204,77 204,25 203,70 203,13 202,53 201,91
201,26
200,58 199,86
Rota 2 s/ conexão
159,97
159,46
158,94
158,39
157,82
157,22 156,60 155,95 155,27 154,57 153,83 153,06 152,25
151,41
150,52 149,60
Rota 2 c/ conexão
185,23
184,60
183,94
183,26
182,55
181,80 181,02 180,21 179,36 178,48 177,56 176,59 175,58
174,53
172,15 169,89
Rota 3 s/ conexão
251,10
250,33
249,52
248,68
251,58
253,28 255,75 254,65 253,50 252,31 251,06 249,75 248,39
246,96
243,63 240,45
Rota 3 c/ conexão
283,66
282,70
281,69
280,64
283,91
285,79 288,54 287,17 285,74 284,24 282,68 281,05 279,34
277,56
273,39 269,43
Rota 4 s/ conexão
257,21
256,29
255,33
258,07
260,94
261,83 262,70 261,40 260,05 258,63 257,15 255,61 253,99
252,30
248,36 244,60
Rota 4 c/ conexão
292,80
291,66
290,47
293,54
296,76
297,69 298,58 296,95 295,26 293,49 291,64 289,71 287,69
285,58
280,65 275,96
Rota 5 s/ conexão
314,47
313,26
312,01
319,29
321,26
321,15 321,33 319,63 317,84 315,98 314,03 312,00 309,88
307,66
302,47 297,53
Rota 5 c/ conexão
356,25
354,74
353,17
361,52
363,68
363,41 363,48 361,34 359,11 356,78 354,35 351,81 349,16
346,38
339,89 333,72
Rota 5 s/ conexão +plt
251,61
250,40
249,15
256,43
258,40
258,29 258,48 256,77 254,98 253,12 251,18 249,14 247,02
244,80
239,61 234,67
Rota 5 c/ conexão +plt
293,39
291,88
290,31
298,66
300,82
300,55 300,62 298,49 296,26 293,93 291,50 288,95 286,30
283,53
277,04 270,87
Rota 6 s/ conexão
326,07
334,16
342,99
341,11
339,14
337,09 334,96 332,72 330,39 327,96 325,42 322,76 319,99
317,09
310,67 304,54
Rota 6 c/ conexão
374,51
383,73
393,78
391,43
388,98
386,41 383,74 380,95 378,04 375,00 371,82 368,50 365,04
361,41
353,39 345,73
Rota 6 s/ conexão +plt
314,50
322,59
331,41
329,53
327,57
325,52 323,38 321,15 318,82 316,38 313,84 311,19 308,41
305,52
299,10 292,97
Rota 6 c/ conexão +plt
362,93
372,16
382,21
379,85
377,40
374,84 372,17 369,38 366,46 363,42 360,24 356,93 353,46
349,84
341,81 334,15
A1/A2
A4/AS /A3/A A3_VER A4_VER AS_VER
_CONV 4/AS_
DE
DE
DE
AZUL
150,84 153,70
Fonte: Elaboração própria
233,14
252,78
257,39 acima
140
Como pode ser observado pelos dados expostos anteriormente, em nenhum cenário
há competitividade da agroeletricidade em leilões de energia nova.
Analisando a competitividade sob o prisma do autoprodutor, haverá competitividade
em alguns casos. Os clientes aptos a autoprodução encontram-se em sua maioria nos grupos
de alta tensão com tarifas verdes. As rotas 1 e 2 são as mais competitivas, sendo
competitivas até para os clientes com tarifas de R$/MWh 150,00. Outras rotas mostram
competitividade no final do períodos, rotas 3, 4 e 5 com venda de pellets excedentes.
Sob a ótica da competitividade através da comercialização livre, somente as rotas 1 e
2 são competitivas para clientes com tarifas acima de R$/MWh 153,70 no final do período.
141
7.2.2
MICRORREGIÃO DE UBERABA – MG
A seguir são expostos os dados ara a microrregião de Uberaba.
TABELA 54– TARIFAS MÉDIAS DE DISTRIBUIÇÃO NA MICRORREGIÃO DE UBERABA/MG
CASO 2 UBERABA
A3_verd
A1
A2
A3_azul
e
A3_conv
167,02
167,02 167,02
296,26
163,86
B1 entre B1 entre
B1
Tarifa
B1_residencia B1 <
30 e
100 e
>220kW
média
l
30kWh 100kWh 220kWh
h
[R$/MWh]
389,78
129,47 221,94
332,97
369,92
Mínimo
Médio
163,86
201,94
A4_azul
167,02
A4_verde
296,73
A4_conv
163,86
B2_rural
228,09
B2_cooperativ
a
127,27
AS_azul
167,02
B2_irrigaçã
o
209,69
Máximo
301,64
B3
363,90
AS_verde
301,64
AS_conv
163,86
B4a
B4b
187,45
205,78
TUSD
31,33
Fonte: Elaboração própria a partir de ANEEL (2011)
GRÁFICO 7–EVOLUÇÃO DOS FATORES DE CAPACIDADE POR ROTA NA MICRORREGIÃO DE UBERABA/MG
70,0%
60,0%
Rota 1
50,0%
Rota 2
40,0%
%
Rota 3
30,0%
Rota 4
20,0%
Rota 5
10,0%
Rota 6
0,0%
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
Fonte: Elaboração própria
142
GRÁFICO 8– EVOLUÇÃO DA PRODUÇÃO DE AGROELETRICIDADE POR ROTA NA MICRORREGIÃO DE UBERABA/MG
1.600,00
1.400,00
1.200,00
Rota 1
1.000,00
GWh
Rota 2
Rota 3
800,00
Rota 4
Rota 5
600,00
Rota 6
400,00
200,00
0,00
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
Fonte: Elaboração própria
143
TABELA 55 – COMPETITIVIDADE DA AGROELETRICIDADE NA MICRORREGIÃO DE UBERABA/MG
Custo da eletricidade
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
[R$/MWh]
211,31 210,74 210,13 209,51 208,85 208,17 207,46 206,71 205,94 205,13 204,28 203,40 202,47 201,51 201,24 200,83
Rota 1 s/ conexão
Rota 1 c/ conexão
244,32
243,54
242,73
241,88
241,00 240,08
239,11
238,11 237,06 235,97 234,82 233,63 232,38 231,08 230,65 230,02
Rota 2 s/ conexão
211,61
210,61
209,56
208,46
207,32 206,13
208,01
209,11 209,63 209,70 209,41 208,81 206,10 205,14 201,68 198,28
Rota 2 c/ conexão
248,29
247,03
245,72
244,35
242,92 241,43
243,57
244,77 245,29 245,26 244,80 243,98 240,65 239,39 235,01 230,70
Rota 3 s/ conexão
287,76
296,29
305,98
310,65
316,50 318,57
322,30
324,75 326,23 325,93 326,16 325,90 322,77 321,88 320,64 319,09
Rota 3 c/ conexão
326,90
336,71
347,85
353,15
359,81 362,06
366,23
368,89 370,42 369,88 369,94 369,42 365,57 364,30 362,61 360,55
Rota 4 s/ conexão
317,44
334,63
347,53
356,89
362,14 365,07
366,52
361,68 361,94 361,54 360,62 359,27 357,53 354,46 352,15 349,55
Rota 4 c/ conexão
363,41
383,26
398,09
408,79
414,70 417,90
419,38
413,56 413,63 412,93 411,60 409,76 407,47 403,62 400,64 397,30
Rota 5 s/ conexão
404,14
436,05
452,78
460,67
464,50 462,90
463,52
463,10 461,91 460,12 457,83 455,12 452,04 448,61 444,85 438,48
Rota 5 c/ conexão
461,57
498,59
517,87
526,84
531,06 528,95
529,41
528,63 526,94 524,54 521,56 518,06 514,11 509,74 504,98 497,19
Rota 5 s/ conexão +plt
341,28
373,20
389,92
397,81
401,65 400,04
400,67
400,24 399,05 397,26 394,97 392,26 389,18 385,75 382,00 375,62
Rota 5 c/ conexão +plt
398,71
435,73
455,01
463,98
468,21 466,09
466,55
465,77 464,09 461,69 458,70 455,20 451,25 446,89 442,13 434,33
Rota 6 s/ conexão
575,55
572,09
568,48
564,71
560,78 556,68
552,41
547,94 543,28 538,42 533,33 534,98 535,34 534,56 532,77 524,65
Rota 6 c/ conexão
664,64
660,31
655,80
651,09
646,18 641,06
635,71
630,13 624,31 618,22 611,87 613,24 613,07 611,56 608,85 598,85
Rota 6 s/ conexão +plt
563,97
560,51
556,90
553,13
549,21 545,11
540,83
536,37 531,71 526,84 521,76 523,41 523,76 522,98 521,20 513,07
Rota 6 c/ conexão +plt
653,06
648,73
644,22
639,51
634,60 629,48
624,14
618,56 612,73 606,65 600,29 601,66 601,49 599,98 597,28 587,27
A1/A2/
A3_
A4/AS_ A3/A4/
A4_VER AS_V
VERD
CONV AS_AZU
DE
ERDE
E
L
296,2
301,6
163,86 167,02
296,73
acima
6
4
Fonte: Elaboração própria
Para esta microrregião como pode ser observado somente as rotas 1 e 2 são competitivas tanto para autprodução como para comercialização em
clientes com tarifas acima de R$/MWh 296,26, ou seja cliente A3 com tarifação horo-sazonal verde ou com tarifa superior.
144
7.2.3
MICRORREGIÃO DE SANTA MARIA DA VITÓRIA – BA
Os dados da microrregião são expostos a seguir.
TABELA 56 – TARIFAS MÉDIAS DE DISTRIBUIÇÃO NA MICRORREGIÃO DE SANTA MARIA DA VITÓRIA/BA
A1
149,69
A2
149,69
B1 <
Tarifa
B1_residencia 30kW
média
l
h
[R$/MWh
]
382,03
127,27
Mínimo
146,72
CASO 3 SANTA MARIA DA VITÓRIA
A3_conv A4_azul
A4_verde
146,72
149,69
322,24
A3_azul A3_verde
149,69
297,77
B1 entre B1 entre
30 e
100 e
B1
100kWh 220kWh >220kWh
218,12
327,21
363,57
Médio
189,03
B2_rural
239,05
A4_conv
146,72
B2_cooperativ B2_irrigaçã
a
o
172,85
219,84
Máximo
322,24
B3
381,31
B4a
B4b
196,46
215,68
TUSD
22,34
Fonte: Elaboração própria a partir de ANEEL (2011)
GRÁFICO 9–EVOLUÇÃO DOS FATORES DE CAPACIDADE POR ROTA NA MICRORREGIÃO DE SANTA MARIA DA VITÓRIA/BA
60,0%
%
58,0%
Rota 1
56,0%
Rota 2
54,0%
Rota 3
Rota 4
52,0%
Rota 5
50,0%
Rota 6
48,0%
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
Fonte: Elaboração própria
145
GRÁFICO 10– EVOLUÇÃO DA PRODUÇÃO DE AGROELETRICIDADE POR ROTA NA MICRORREGIÃO DE SANTA MARIA DA VITÓRIA/BA
2.500,00
2.000,00
Rota 1
1.500,00
GWh
Rota 2
Rota 3
Rota 4
1.000,00
Rota 5
Rota 6
500,00
0,00
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
Fonte: Elaboração própria
146
TABELA 57 – COMPETITIVIDADE DA AGROELETRICIDADE NA MICRORREGIÃO DE SANTA MARIA DA VITÓRIA/BA
Custo da eletricidade
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
[R$/MWh]
202,34 201,93 201,50 201,05 200,58 200,09 199,59 199,05 198,50 197,92 197,32 196,68 196,02 195,33
Rota 1 s/ conexão
2029
2030
194,61
193,52
Rota 1 c/ conexão
225,89
225,34 224,76 224,15 223,52 222,86 222,18 221,46 220,71 219,93
219,11
218,26
217,37
216,44
215,46
214,02
Rota 2 s/ conexão
186,99
186,27 185,52 184,74 183,93 183,08 182,19 181,26 180,29 179,28
178,22
177,12
175,97
174,76
172,05
169,46
Rota 2 c/ conexão
213,17
212,27 211,33 210,36 209,34 208,27 207,16 206,00 204,79 203,53
202,21
200,83
199,39
197,88
194,49
191,25
Rota 3 s/ conexão
294,77
296,70 303,03 302,35 301,38 300,24 298,98 298,43 296,87 293,95
291,24
289,67
289,41
287,07
281,83
276,95
Rota 3 c/ conexão
328,71
330,86 338,10 337,19 335,95 334,50 332,91 332,13 330,18 326,66
323,37
321,40
320,91
318,03
311,55
305,52
Rota 4 s/ conexão
315,05
317,60 322,99 322,89 320,45 318,24 317,30 316,08 313,74 311,41
308,36
306,05
304,85
302,30
296,66
290,88
Rota 4 c/ conexão
354,34
357,19 363,31 363,05 360,08 357,37 356,12 354,54 351,65 348,78
345,07
342,20
340,59
337,43
330,39
323,23
Rota 5 s/ conexão
398,18
396,37 401,74 400,65 396,87 395,39 393,61 390,25 388,18 384,87
381,58
378,28
376,47
373,63
365,93
358,09
Rota 5 c/ conexão
448,02
445,77 451,85 450,39 445,82 443,91 441,63 437,52 434,90 430,82
426,76
422,68
420,30
416,73
407,14
397,44
Rota 5 s/ conexão +plt
335,32
333,51 338,88 337,79 334,01 332,54 330,75 327,39 325,32 322,01
318,72
315,42
313,61
310,77
303,07
295,23
Rota 5 c/ conexão +plt
385,17
382,91 388,99 387,54 382,96 381,06 378,78 374,66 372,04 367,96
363,91
359,83
357,45
353,87
344,28
334,59
Rota 6 s/ conexão
447,35
444,88 442,30 439,61 436,80 433,88 430,82 427,63 424,31 420,83
417,20
413,41
409,44
405,30
396,14
387,38
Rota 6 c/ conexão
509,50
506,41 503,18 499,82 496,31 492,66 488,84 484,85 480,69 476,35
471,81
467,07
462,11
456,94
445,48
434,53
Rota 6 s/ conexão +plt
435,77
433,30 430,72 428,03 425,23 422,30 419,25 416,06 412,73 409,25
405,62
401,83
397,87
393,73
384,56
375,80
Rota 6 c/ conexão +plt
497,92
494,83 491,61 488,25 484,74 481,08 477,26 473,28 469,11 464,77
460,23
455,49
450,54
445,36
433,90
422,96
A1/A2
A3/A4_ /A3/A A3_V A4_V
CONV 4_AZ ERDE ERDE
UL
149,6 297,7 322,2
146,72
acima
9
7
4
Fonte: Elaboração própria
147
Novamente as rotas 1 e 2 são as mais competitivas para esta microrregião, contudo para os caso de autoprodução as rotas 3 e 4 se tornam
competitivas, a rota 3 desde o início do período para clientes A4 verde, e a partir de 2025 para cliente A3 verde; e a rota 4 somente a partir de 2029
e em 2030 já competitiva para clientes A3 verde. No caso da comercialização as rotas 1 e 2 novamente são competitivas para os clientes A3 verde
e clientes com tarifas superiores, e no final do período, a partir de 2029, a rota 3 se torna competitiva para cliente A4 verde ou com tarifas
superiores.
7.2.4
MICRORREGIÃO DE CAMPANHA OCIDENTAL – RS
TABELA 58– TARIFAS MÉDIAS DE DISTRIBUIÇÃO NA MICRORREGIÃO DE CAMPANHA OCIDENTAL/RS
A1
161,76
A2
161,76
B1 <
Tarifa
B1_residencia 30kW
média
l
h
[R$/MWh
]
314,97
103,41
Mínimo
158,71
A3_azul
161,76
B1 entre
30 e
100kWh
177,27
CASO 4 CAMPANHA OCIDENTAL
A4_azul A4_verde A4_conv
161,76
291,24
158,71
B1 entre
100 e
B1
B2_cooperativ B2_irrigaçã
220kWh >220kWh B2_rural
a
o
265,86
295,41
216,40
152,05
188,56
Médio
Máximo
182,83
291,24
B3
314,52
B4a
B4b
162,07
177,85
TUSD
30,50
Fonte: Elaboração própria a partir de ANEEL (2011)
148
GRÁFICO 11 – EVOLUÇÃO DOS FATORES DE CAPACIDADE POR ROTA NA MICRORREGIÃO DE CAMPANHA OCIDENTAL/RS
60,0%
%
50,0%
Rota 1
40,0%
Rota 2
30,0%
Rota 3
Rota 4
20,0%
Rota 5
10,0%
Rota 6
0,0%
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
Fonte: Elaboração própria
GWh
GRÁFICO 12 – EVOLUÇÃO DA PRODUÇÃO DE AGROELETRICIDADE POR ROTA NA MICRORREGIÃO DE CAMPANHA OCIDENTAL/RS
1.800,00
1.600,00
1.400,00
1.200,00
1.000,00
800,00
600,00
400,00
200,00
0,00
Rota 1
Rota 2
Rota 3
Rota 4
Rota 5
Rota 6
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
Fonte: Elaboração própria
149
TABELA 59– COMPETITIVIDADE DA AGROELETRICIDADE NA MICRORREGIÃO DE CAMPANHA OCIDENTAL/RS
Custo da
eletricidade
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
[R$/MWh]
264,37
263,80
263,20 262,57 261,91 261,23 260,52 259,78 259,00 255,88 255,27 254,58 253,82 253,00 252,12 251,18
Rota 1 s/ conexão
Rota 1 c/ conexão
296,96
296,19
295,37
294,53 293,64 292,72 291,76 290,76 289,71 285,72 284,87
283,93
282,89 281,77 280,57 279,29
Rota 2 s/ conexão
247,16
246,15
245,10
244,01 242,87 241,67 240,43 239,13 237,78 236,36 234,88
233,34
231,72 230,04 226,24 222,61
Rota 2 c/ conexão
283,42
282,16
280,85
279,48 278,05 276,56 275,00 273,38 271,69 269,92 268,07
266,14
264,12 262,01 257,26 252,73
Rota 3 s/ conexão
357,45
356,23
354,96
353,64 352,26 350,82 351,45 355,39 356,36 356,72 358,15
357,52
357,89 355,47 350,92 347,74
Rota 3 c/ conexão
398,73
397,21
395,62
393,97 392,25 390,45 391,03 395,42 396,38 396,62 398,08
397,14
397,35 394,22 388,45 384,28
Rota 4 s/ conexão
370,05
368,61
367,11
374,92 383,49 385,25 389,18 391,66 393,07 391,18 391,30
390,86
388,01 386,79 381,26 374,33
Rota 4 c/ conexão
416,10
414,30
412,43
421,34 431,09 432,95 437,30 439,96 441,37 438,95 438,84
438,06
434,50 432,79 425,72 417,09
Rota 5 s/ conexão
454,80
452,91
476,54
489,07 496,18 494,58 497,31 498,58 498,76 498,11 493,60
491,99
489,86 487,28 478,91 468,74
Rota 5 c/ conexão
Rota 5 s/ conexão
+plt
Rota 5 c/ conexão
+plt
510,57
508,21
535,51
549,87 557,90 555,79 558,71 559,90 559,81 558,75 553,20
550,99
548,15 544,77 534,18 521,57
391,95
390,05
413,68
426,22 433,33 431,72 434,46 435,72 435,90 435,26 430,75
429,14
427,01 424,42 416,05 405,89
447,72
445,35
472,65
487,01 495,04 492,94 495,85 497,04 496,96 495,89 490,34
488,13
485,30 481,91 471,32 458,71
Rota 6 s/ conexão
609,94
606,47
602,86
599,10 595,17 591,07 586,80 582,33 577,67 572,81 567,72
562,41
556,87 551,07 538,24 525,97
Rota 6 c/ conexão
Rota 6 s/ conexão
+plt
Rota 6 c/ conexão
+plt
696,55
692,23
687,71
683,01 678,10 672,98 667,63 662,05 656,22 650,14 643,79
637,15
630,22 622,97 606,93 591,60
598,36
594,90
591,29
587,52 583,60 579,50 575,22 570,76 566,10 561,23 556,15
550,84
545,29 539,49 526,66 514,40
684,98
680,65
676,14
671,43 666,52 661,40 656,05 650,47 644,65 638,57 632,21
625,58
618,64 611,39 595,35 580,03
A1/A2/A
A3_VER
A4_CONV 3/A4_AZ
DE
UL
158,71
Fonte: Elaboração própria
161,76
291,24 acima
150
Para a microrregião de Campanha Ocidental somente as rota 1 e 2 se mostraram competitivas. Para os caso da autoprodução as rotas 1 e 2
são competitivas durante todo o período para clientes A3 verde ou com tarifas superiores. Para os casos de comercializão a rota 1 só se torna
competitiva em 2030 e a rota 2 em 2027 para cliente A3 verde ou com tarifação superior.
7.2.5
MICRORREGIÃO DE ALTO TELES PIRES – MT
Por último são apresentados os dados da microrregião de Alto Teles Pires.
TABELA 60– TARIFAS MÉDIAS DE DISTRIBUIÇÃO NA MICRORREGIÃO DE ALTO TELES PIRES/MT
CASO 5 ALTO TELES PIRES
A3_verd A3_con
e
v
A4_azul A4_verde
A4_conv
301,60 200,69 204,67
341,00
200,69
B1
Tarifa
B1 entre entre
B1
média
30 e
100 e >220kW
B2_cooperativ B2_irrigaçã
[R$/MWh B1_residencia B1 <
l
30kWh 100kWh 220kWh
h
B2_rural
a
o
]
412,57
137,43 235,66 353,45 392,76
273,65
206,78
251,62
Mínimo
Médio
Máximo
200,69
236,85
341,00
A2
204,67
A3_azul
204,67
B3
436,53
B4a
B4b
224,94
246,93
TUSD
34,14
Fonte: Elaboração própria a partir de ANEEL (2011)
151
GRÁFICO 13 – EVOLUÇÃO DOS FATORES DE CAPACIDADE POR ROTA NA MICRORREGIÃO DE ALTO TELES PIRES/MT
80,0%
Rota 1
%
75,0%
Rota 2
Rota 3
70,0%
Rota 4
65,0%
Rota 5
Rota 6
60,0%
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
Fonte: Elaboração própria
GRÁFICO 14– EVOLUÇÃO DA PRODUÇÃO DE AGROELETRICIDADE POR ROTA NA MICRORREGIÃO DE ALTO TELES PIRES/MT
3.500,00
3.000,00
Rota 1
GWh
2.500,00
Rota 2
2.000,00
Rota 3
1.500,00
Rota 4
1.000,00
Rota 5
500,00
Rota 6
0,00
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
Fonte: Elaboração própria
152
TABELA 61 – COMPETITIVIDADE DA AGROELETRICIDADE NA MICRORREGIÃO DE UBERABA/MG
Custo da
eletricidade
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
[R$/MWh]
245,81 247,24 247,54 248,48 248,12 247,74 247,34 246,93 246,50 246,05 245,57
Rota 1 s/ conexão
2026
2027
2028
2029
2030
245,08
244,57
244,03
243,47
242,89
Rota 1 c/ conexão
271,55
273,34
273,68 274,83
274,34
273,83
273,29
272,74
272,15
271,55
270,91
270,25
269,55
268,83
268,07
267,28
Rota 2 s/ conexão
208,03
207,47
206,88 206,28
205,64
204,98
204,29
203,57
202,81
202,03
201,21
200,35
199,45
198,51
196,40
194,39
Rota 2 c/ conexão
236,77
236,07
235,34 234,58
233,79
232,96
232,09
231,19
230,25
229,27
228,24
227,17
226,05
224,88
222,24
219,72
Rota 3 s/ conexão
323,06
322,20
321,32 320,39
320,91
321,53
329,36
328,14
326,87
325,54
324,15
322,70
321,19
319,60
315,90
312,37
Rota 3 c/ conexão
358,35
357,28
356,17 355,02
355,53
356,15
365,10
363,58
361,98
360,32
358,59
356,77
354,88
352,90
348,27
343,86
Rota 4 s/ conexão
325,80
324,80
323,75 328,36
328,84
328,71
333,27
331,83
330,32
328,75
327,10
325,39
323,59
321,72
317,33
313,16
Rota 4 c/ conexão
364,44
363,18
361,87 367,11
367,56
367,29
372,43
370,62
368,74
366,77
364,72
362,57
360,33
357,99
352,51
347,29
Rota 5 s/ conexão
395,68
394,35
392,97 403,59
403,27
402,43
405,05
403,16
401,17
399,10
396,94
394,68
392,32
389,86
384,09
378,60
Rota 5 c/ conexão
Rota 5 s/ conexão
+plt
Rota 5 c/ conexão
+plt
441,11
439,45
437,73 449,93
449,42
448,30
451,18
448,81
446,33
443,74
441,04
438,22
435,27
432,18
424,97
418,12
332,82
331,49
330,11 340,73
340,41
339,58
342,20
340,30
338,32
336,25
334,08
331,83
329,47
327,00
321,23
315,75
378,25
376,60
374,87 387,08
386,56
385,45
388,32
385,95
383,47
380,88
378,18
375,36
372,41
369,33
362,12
355,26
Rota 6 s/ conexão
422,44
420,51
418,51 416,42
414,24
411,96
409,58
407,10
404,51
401,81
398,99
396,04
392,95
389,73
382,60
375,79
Rota 6 c/ conexão
Rota 6 s/ conexão
+plt
Rota 6 c/ conexão
+plt
479,16
476,75
474,25 471,63
468,90
466,06
463,09
459,99
456,75
453,37
449,84
446,16
442,30
438,28
429,36
420,85
410,86
408,94
406,93 404,84
402,66
400,38
398,01
395,53
392,94
390,23
387,41
384,46
381,38
378,16
371,03
364,22
467,58
465,18
462,67 460,05
457,33
454,48
451,51
448,41
445,18
441,80
438,27
434,58
430,73
426,70
417,79
409,27
A1/A2/
A4_CO
A3_V
A3/A4_
NV
ERDE
AZUL
301,6
200,69 204,67
acima
0
Fonte: Elaboração própria
153
Nesta microrregião para os casos de autoprodução rotas 1 e 2 são competitivas
desde o início do período para clientes A3 verde ou com tarifas superiores, sendo que em
2028 a rota 1 se torna competitiva para clientes azuis u com tarifas superiores e em 2029
para clientes convencionais. Já a rota 2 se torna competitiva para clientes azuis em 2019 e
em 2020 se torna competitiva para os clientes convencionais. As rotas 3 e 4 também se
tornam competitivas a partir de 2025 3 2027 respectivamente; e a rota 6 a partir de 2029
para clientes A3 verde ou com tarifas superiores.
Para os casos de comercialização de energia somente as rotas 1 e 2 são
competitivas, durante todo o período, para clientes A3 verde ou com tarifas superiores, e
com a rota 2 se tornando competitiva em 2029 e 2030 para cliente com tarifação azul e
com tarifação convencional respectivamente.
7.3 ANÁLISES DE SENSIBILIDADES
A partir da análise da composição dos custos finais da energia elétrica para as
diferentes condições apresentadas foi possível elencar os componentes de maior
participação no custo final da biomassa: despesas financeiras (juros e amortizações) e
custos com a biomassa (basicamente sua logística).
Assim, dado que estes dois componentes têm em suas formações algumas
variáveis chaves, estas foram utilizadas na análise de sensibilidade para mensuração do
impacto na variação das mesmas. Esta sensibilidade busca também um melhor
entendimento de possíveis mecanismos de viabilização para este tipo de bioeletricidade.
Dentro da componente de despesas financeiras as principais variáveis são:
Custo de capital
Juros do financiamento;
Percentual financiado;
e taxa de retorno do investidor.
154
Para os juros de financiamento, definido em 6,41% ao ano, será utilizado uma
banda de 30% para cima e para baixo. Considerando uma taxa 30% menor é assumido
que a linha de financiamento do BNDES para energias alternativas não consideraria a
componente de risco, e com uma taxa 30% maior é assumido que esta linha de
financiamento seria retirada junto a outro banco com remuneração de até 4%, como o
caso do PROESCO.
Para o percentual financiável será testado o mesmo percentual admitido para a
eficientização de caldeiras do setor sucroalcooleiro, ou seja, 90%
Para a taxa de retorno do investidor, definida em 20%, será utilizada uma banda
de 50% para cima e para baixo, tendo um limite inferior mínimo de 7,4%, como o
utilizado no setor elétrico, e um limite superior de 22,2%, como utilizados em projetos
arriscados (CASTELO BRANCO, 2008)
Para o custo de capital será utilizada a metodologia de curvas de aprendizado. A
curva de aprendizagem, como explicado por Ferioli et al (2009), modela a redução do
custo de capital de determinada tecnologia baseado no seu aprendizado prático. Esta
redução é exposta na equação a seguir:
EQUAÇÃO 15 –
TECNOLÓGICO
EQUAÇÃO
DE
REDUÇÃO
DE
CUSTO
POR
APRENDIZADO
Onde:
– Custo com a produção
;
- Custo inicial com a produção
;
- Produção no período t;
- Produção inicial;
– Parâmetro de aprendizagem positivo.
O parâmetro b pode ser estimado a partir das seguintes equações.
e
’
155
Onde:
– Learning Rate, fator de aprendizagem, expresso em %;
- Progress Rate, ou fator de progresso, expresso em %.
O LR indica em quanto seu custo será reduzido quando se atinge o dobro da
produção.
Os índices de aprendizagem normalmente se dão sobre os custos de capital de
cada componente da planta, contudo, será utilizado um índice simplificado para toda a
planta, dado que o objetivo da utilização da curva é somente verificar o impacto da
variação do custo de capital na competitividade da agroeletricidade. O índice de
progresso utilizado será o mesmo utilizado por Walter (2010), 15%, e assim como o
autor, não serão consideradas reduções nos custos das rotas 1 e 2.
Dentro da componente de custos com biomassa são elencadas as seguintes variáveis:
Custos logísticos (colheita, carga e descarga, armazenamento e transporte)
Os custos logísticos serão analisados com um decréscimo linear a partir de 2015,
início das operações, ao longo do período para os limites médios dos mesmos, como
definido no capítulo 5. Não serão analisados custos superiores aos já simulados, dado
que, com os custos já simulados, não foi encontrada competitividade. A não escolha pelo
uso dos limites inferiores se deve ao entendimento de que não é possível atingir custos
tão baixos ao longo do período.
Por último para a verificação se há outra variável que possa diminuir a
competitividade da agroeletricidade, serão também analisados os custos de conexão. Os
custos de conexão sofrerão redução de 40%, como sensibilidade, simulando uma política
de maior facilidade de conexão de geradores distribuídos.
156
7.3.1 RESULTADOS DAS SENSIBILIDADES
Neste item serão expostos os resultados da análise de sensibilidade, serão somente
exibidas as análises qualitativas dos resultados, no anexo III são expostos os resultados
quantitativos. Todos os resultados quantitativos estão expostos nos anexos.
Redução no investimento através das curvas de aprendizagem
A sensibilidade nos custos de investimento teve como resultado um aumento da
competitividade em todas as microrregiões. Ainda assim, não houve competitividade da
agroeletricidade para o caso do leilão e os melhores resultados novamente foram nas
microrregiões que têm maiores fatores de capacidade. A rota 5 com venda de pellets
excedente também teve progresso interessante na competitividade com a redução do
custo de investimento.
Variação na taxa de juros do financiamento
O aumento da taxa de juros real para 8,33%, obviamente, reduziu a
competitividade da agroeletricidade em todas as microrregiões, contudo o destaque
negativo ficou para o caso da microrregião de Campanha Ocidental. Outro ponto é que
este aumento na taxa praticamente inviabilizou a exportação a comercialização de energia
que não for da rota 1 ou 2, além de restringir bastante a participação das outras zonas nas
zonas de competitividade da autoprodução.
Quanto a redução da taxa de juros real para 4,49% tem como principal efeito
positivo o aumento imediato da competitividade, ou seja, diferente da redução de custos
devido a aprendizagem, a redução de custos decorrente da redução da taxa de juros tem
efeito já para o primeiro ano do período, tornando competitivos diversos esquemas em
diversas condições.
Variação no percentual financiado
O aumento do percentual financiável de 80 para 90% elevou o grau de
competitividade das rotas já competitivas, sem levar a grandes mudanças na
competitividade da agroeletricidade.
157
Variação na taxa de retorno do investidor
O aumento da TIR do investidor para 22,2% teve efeito similar ao aumento de
juros, reduzindo a competitividade das rotas e praticamente retirando a competitividade
de rotas que não fossem a 1 e a 2. A redução da TIR para 7,4%, também teve efeito
similar a redução da taxa de juros, aumentando a competitividade no início do período.
Entretanto, este é feito é mais limitado que o da taxa de juros devido à pequena parcela de
equity.
Redução do custo logístico da biomassa
O principal efeito da redução do custo da biomassa foi o adiantamento da
competitividade da agroeletricidade. Independente da rota que era competitiva e do grau
de competitividade, as rotas passaram a ser competitivas mais rapidamente. As rotas com
venda de pellets excedentes tiveram bons resultados devido ao aumento da margem sobre
o uso da biomassa. Para as microrregiões os resultados foram equânimes, pois as
microrregiões que apresentavam altos custos de biomassa tão beneficiadas quanto as
regiões de custos mais baixos.
Os resultados foram os mais impactantes de todas as sensibilidades, e até
melhores que os da redução de investimento, mesmo que as reduções absoluta nos custos
de biomassa tenha sido menores que dos custos de investimento, de 42% a 46% para os
custos de biomassa contra 48% para os custos de investimento.
Neste caso também foi encontra a menor tarifa, para a rota 2 em 2030, no caso de
análise de competitividade para autoprodução, R$/MWh 107,41.
Variação nos custos de conexão à rede elétrica
A redução dos custos de conexão teve pouco efeito no aumento de
competitividade da agroeletricidade para a comercialização, e tampouco tornou a mesma
competitiva para os leilões.
158
7.4 CONCLUSÕES
A partir dos resultados expostos, pode-se notar que na maioria das situações a
agroeletricidade não é competitiva. No primeiro teste, competição com preços de usinas
de biomassa contratadas em leilão, foi observado que em nenhum cenário simulado a
agroeletricidade seria competitiva nos atuais leilões.
Uma segunda análise de competitividade foi realizada analisando esquema de
autoprodução em grandes consumidores. Estes se apresentam como alternativa
interessante para casos específicos, principalmente para clientes ligados no grupo A4 em
tarifa horo-sazonal verde.
Outra análise de competitividade se deu comparando os custos da agroeletricidade
a esquemas de comercialização com clientes livres. Neste caso, haveria ainda um
acréscimo de 50% da TUSD sobre o custo de produção da agroeletricidade. Embora não
tenha sido o primeiro fator para a não competitividade, a TUSD pressiona de maneira
contrária. A não competitividade pode ser atribuída a basicamente três pontos principais.
O
primeiro
ponto,
que
influencia
diretamente
a
competitividade
da
agroeletricidade, é o fator de capacidade. Este é dado basicamente pela sazonalidade da
produção de resíduos. Neste quesito somente duas microrregiões mostraram-se
competitivas, Toledo e Alto Teles Pires. Em ambos os casos o que garante a oferta firme
de biomassa durante períodos mais longo no ano é a produção de milho de segunda safra.
Importa também ressaltar que somente nestas duas microrregiões a agroeletricidade tem
efeito complementar no sistema elétrico brasileiro, devido à produção de eletricidade no
período seco.
O segundo ponto que pode ser claramente observado nas análises de sensibilidade,
e é característico de projetos novos, são os altos custos de investimentos. Estes ainda
representam, juntamente com o custo da biomassa, as principais parcelas no custo da
eletricidade. Também pode ser observado que plantas de maiores escalas apresentam
custos de produção da agroeletricidade mais baixos relativamente.
159
Por último, o custo da biomassa se mostrou, na maioria dos casos, como o
principal fator de grande participação no custo da agroeletricidade, além de ser a variável
mais sensível, o que vai ao encontro de afirmação apresentada no capítulo 5 de que a
logística é parte fundamental na viabilização da bioenergia (RENTIZELAS ET AL
2009).
De maneira geral foi observado que a agroeletricidade ainda não é competitiva
nem ao consumidor final e nem em leilão. Entretanto, algumas rotas mostraram que com
poucos incentivos podem se tornar viáveis em curto e médios prazos, destaques para as
rotas 1 e 2, queima direta da biomassa. As rotas que fazem a venda de subprodutos têm
possibilidades maiores de viabilização, pois aumentam a margem sobre o uso da
biomassa, destaque para a rota 5 com venda de pellet que se mostrou competitiva na
análise de sensibilidade do custo da biomassa. Vale ressaltar que estas considerações são
relativas às condições e premissas estabelecidas para as simulações realizadas, e apesar
da diversidade das condições, é provável que existam casos com resultados diferentes.
160
8 VIABILIZAÇÃO DA AGROELETRICIDADE
DISTRIBUÍDA NO BRASIL
A partir dos resultados e análises expostas nos capítulos anteriores é verificado
que a maioria dos esquemas estudados na e dos casos não é competitiva nas condições
atuais. A análise de custo exposta no capítulo anterior, juntamente com as análises de
sensibilidade, ajuda a identificar os principais pontos de estrangulamento e as barreiras
que levam a este ponto de não competitividade da eletricidade de biomassa residual
agrícola.
Antes, no entanto, é necessário contextualizar a agroeletricidade e a geração
distribuída no cenário brasileiro. A identificação do arcabouço político regulatório é
parte desta contextualização; a identificação de quais são as políticas, programas e
mecanismos já utilizados, para a inserção da energia renovável, em especial a
bioeletricidade distribuída, e análise dos impactos dos respectivos mecanismos,
programas e políticas é um passo importante para um correto dimensionamento de
modelo brasileiro de política para a agroeletricidade.
A abordagem da experiência internacional também é outro passo importante,
pois evita esforços desnecessários e identifica casos de sucesso.
Portanto, este capítulo apresentará o quadro político regulatório brasileiro, com
foco bastante direcionado para as questões da agroeletricidade distribuída; em seguida
apresentará experiências internacionais na promoção da agroeletricidade e da bioenergia
rural, trará um resumo das principais barreiras para agroeletricidade brasileira; e
finalmente apresentará uma proposta de política e mecanismos para a viabilização da
agroeletricidade através do aumento da competitividade.
161
8.1 SITUAÇÃO BRASILEIRA
A agroeletricidade está na interseção de diferentes setores da economia,
agricultura, energético e de resíduos. A utilização da biomassa no setor energético
brasileiro não é experiência nova, nem mesmo a utilização de resíduos agrícolas, se for
considerada a experiência da cana-de-açúcar. Entretanto a bioeletricidade compreendeu
somente a 4,7% da matriz elétrica brasileira em 2010 (EPE, 2011b).
8.1.1 AGRICULTURA
O setor agrícola apresenta, historicamente, diversos programas e mecanismos
para a viabilização da produção, aumento da produtividade, aumento e manutenção da
renda rural, renovação de frota de máquinas agrícolas, dentre outros objetivos. A
justificativa da utilização de mecanismos, programas e políticas é dada pelo grande
número de postos de trabalho gerados pelo setor, riscos climáticos e riscos associados
aos preços das commodities. Os principais mecanismos utilizados no setor agrícola são
os de financiamento para viabilização da produção, garantia de preços mínimos e a
capacitação de mão de obra através de trocas de experiências e educação do produtor
(VIEIRA, 2010; MULLER, 2010). Vale destacar também que há uma enorme variedade
de atores no setor agrícola, desde pequenos agricultores até grandes conglomerados,
além de toda cadeia “para-agrícola”, como indústrias de máquinas, de fertilizantes,
associações, centros de pesquisa, bancos, e empresas de serviços.
Esta diversidade mostra que a implementação do aproveitamento energético dos
resíduos agrícolas é uma tarefa de complexo desenvolvimento e de ampla repercussão
devido à importância socioeconômica da agricultura para o Brasil e da diversidade de
atores e relações entre os mesmos e a da possibilidade de agregar valor a um resíduo.
8.1.2 ENERGIA RENOVÁVEL E BIOELETRICIDADE
162
O Brasil é um dos principais players no mundo no que se refere à questão de
energia renovável, que atinge 45,5% de sua oferta interna de energia, em 2010 (EPE,
2011b). Este grande percentual de energia renovável na matriz brasileira deve-se a uma
série de experiências bem sucedidas, aliada à grande diversidade e disponibilidade de
fontes em território nacional. Dentre essas experiências é necessário citar os programas
de hidroeletricidade da década de setenta e o Proálcool iniciado também naquele
período. O primeiro fez com que a hidroeletricidade represente em 2010 74% da oferta
interna de eletricidade (EPE, 2011b), enquanto o segundo contribuiu para a criação da
indústria energética sucroalcooleira brasileira e fez com que o etanol respondesse por
34,6% do consumo do setor de transportes, em 2010 (EPE, 2011b). Além de incorporar
1.377 GWh de eletricidade oriunda das destilarias através de sistemas de cogeração e
exportação dos excedentes (EPE, 2011b).
Outros programas também se destacam na inserção de energia renovável na
matriz energética brasileira. Destaque para o PROINFA, que foi instituído pelo artigo 3º
da lei 10.438/2002 atualizado pela lei 10.672/2003 e regulamentada pelos decretos
4.541/2003 e 5.025/2004 com o objetivo de contratar 3.300MW de energia renovável de
PCH, biomassa e eólica, divididas igualmente em capacidade em uma primeira fase; e
na segunda fase, atingir o atendimento de 10% do consumo de eletricidade através
destas fontes, sendo ambas as fases gerenciadas pela Eletrobrás. Contudo a segunda fase
nunca foi regulamentada devido à reforma do setor em 2004 (DUTRA E SZKLO,
2008). Como resultados, o PROINFA resultou em uma capacidade instalada contratada
de biomassa de 685MW em 2010 (MME, 2010).
O programa nacional de produção e uso do biodiesel buscou estimular a
produção de biodiesel de diferentes fontes, com forte apoio a agricultura familiar e
focando a sustentabilidade socioambiental. Estes objetivos se dão através do selo social,
que dá acesso ao produtor de biodiesel que utiliza fontes de agricultura familiar, e dá
isenção de impostos e condições diferenciadas de financiamento (MDA, 2011).
163
Outro programa de incentivo a energia renovável, é a linha de financiamento
para energias renováveis do BNDES, utilizada como base de financiamento no capítulo
anterior.
Na experiência brasileira com a agroeletricidade, como já citado, a maior
relevância está nos resíduos da cana de açúcar com o aumento da eficiência na
cogeração a partir do bagaço de cana e exportação do excedente de energia elétrica.
Recentemente a utilização da palha de cana e da biodigestão da vinhaça também vem
sendo alvo de diversos estudos (WALTER, 2010).
Resíduos agrícolas de outras culturas têm sua exploração já realizada, embora de
maneira localizada e reduzida, como a casca de arroz no Rio Grande do Sul e em Santa
Catarina. Resíduos da pecuária também já são utilizados para geração de energia
elétrica através da produção de biogás, novamente de maneira mais localizada no sul do
Brasil, onde há maior criação de suínos. Outros tipos de resíduos de biomassa também
já são explorados, merecendo destaque a lixívia, resíduo agroindustrial produzido na
indústria de papel e celulose.
A publicação do Plano Nacional da Agroenergia é mais um fato que indica o
potencial de aproveitamento energético e elétrico de resíduos agrícolas. O plano cita
explicitamente o setor sucroalcooleiro, de silvicultura e o setor arrozeiro com
estimativas de potencial. Para a geração elétrica a partir da biomassa, o plano indica
duas possibilidades: a queima direta e a utilização do ciclo a vapor e a gaseificação dos
resíduos (MAPA, 2005 e 2006).
Um fato relevante foi a publicação do atlas da bioenergia construído pelo
CENBIO através de um convênio com o Ministério de Minas e Energia, que mapeia por
município o potencial de geração de energia elétrica a partir de resíduos da cana de
açúcar, resíduos de silvicultura, resíduos sólidos urbanos, biogás produzido por resíduos
da criação de suínos e resíduos agrícolas, sendo estes resíduos de arroz, coco, amendoim
e óleo de dendê (COELHO ET AL 2008).
164
Outro Plano que também evidencia a utilização energética de resíduos é a versão
preliminar, que está em consulta pública do Plano Nacional de Resíduos Sólidos,
consequência da Política Nacional de Resíduos Sólidos55. Este plano aponta potenciais
de utilização energética para os resíduos agrícolas, além de definir diretrizes estratégicas
básicas para o aproveitamento dos mesmos, como a elaboração de inventários de 100%
dos resíduos já em 2015.
8.1.3 COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA E GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
A competitividade da agroeletricidade também depende da forma com que é
comercializada a energia elétrica no Brasil. Após a promulgação do novo modelo do
setor elétrico em 200456 a comercialização de energia elétrica é possível em dois
ambientes, o ACR, ambiente de Comercialização regulada; e o ACL, Ambiente de
Comercialização Livre.
FIGURA 20 – MODELO INSTITUCIONAL PARA COMERCILIZAÇÃO DO SETOR
ELÉTRICO BRASILEIRO
Fonte: Dutra (2007)
55
56
Instituída pela lei nº 12.305/2010.
Instituído pela lei nº 10.848/2004
165
A comercialização de energia foi definida na lei nº 10.848/2004 e regulamentada
pelo decreto nº 5.163/2004. O decreto estabelece que as distribuidoras contratem os
montantes de energia para atendimento de 100% de sua demanda através dos leilões e
leilões de ajustes, por meio de contratos bilaterais (CCEAR – Contrato de
Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado)57 no ACR. Ainda há a
possibilidade de compra de até 10% de sua carga de energia provenientes de gerador
distribuído, realizada através de leilões de compra específicos.
Já no ACL, o decreto estabelece que a comercialização se dê entre os geradores
de energia, os comercializadores, importadores, exportadores e consumidores livres,
também por meio de contratos bilaterais e contratos de uso dos sistemas de transmissão
e distribuição. Todas as operações devem ser registras na CCEE58.
Como já mencionado no primeiro capítulo a definição de GD, para o sistema
regulatório brasileiro, é dada pelo decreto 5.163/2004 e é restrita as fontes incentivadas.
Os consumidores livres são definidos pelas leis: 9.074/1995, 9.427/1996,
10.848/2004 e pelo decreto 5.163/2004.
TABELA 62 TIPOS DE CONSUMIDORES LIVRES.
Demanda
Mínima
3.000kW
3.000kW
Data de
Tensão de
ligação do
fornecimento consumidor
após
Qualquer
08/07/1995
antes
69kV
08/07/1995
Fonte: Elaboração própria a partir de informações em www.ccee.ogr.br
Há ainda, segundo a lei nº 9.427/1996, a possibilidade de consumidores ou
grupo de consumidores com carga de 500kW, comprarem livremente sua energia desde
que os vendedores tenham potência igual ou inferior a 1.000kW, ou sejam provenientes
de fontes solar, eólica ou biomassa com potência injetada na rede máxima de 50MW.
Para consumidores localizados nos sistemas isolados o limite de carga cai para 50kW.
57
58
Estes contratos tem duração mínima de 15 anos e máxima de 30 anos.
Câmara de Comercialização de Energia Elétrica.
166
8.2 EXPERIÊNCIAS INTERNACIONAIS COM RESÍDUOS
AGRÍCOLAS
Inúmeros países utilizam políticas de incentivo para energia renováveis desde as
décadas de oitenta e noventa, contudo, foi a partir de 1998 que houve um crescimento
substancial de países, estados e municípios que adotaram políticas de incentivo a
energias renováveis, e a partir de 2005 uma aceleração deste movimento; em 2005 eram
55 países e em 2011 são 119 que incentivam energia renovável (REN21, 2011).
Obviamente, países com produção agrícola mais relevante no cenário
internacional apresentam uma quantidade maior de estudos de resíduos agrícolas. Nos
estudos acima citados pode ainda ser observado que agroeletricidade distribuída tem
uma experiência internacional mais limitada, contudo crescente. Muitos estudos focam
outros aproveitamentos energéticos, como o processamento em biocombustíveis
diversos. Os dois principais casos de destaque são a China e a Índia, líderes mundiais
em energia rural (LIMING, 2009).
8.2.1 CHINA
Jiang et al (2011) mostram que o primeiro passo político importante da China
em direção a promoção da bioenergia foi a publicação de uma circular intitulada,
“Melhora no desenvolvimento da energia rural”. Em 1995 o governo Chinês aprovou o
programa de desenvolvimento de energias renováveis e em 2005 a lei de energia
renovável. Esta lei estabelecia que o preço da energia a partir da biomassa seria definido
pelo governo e seria também subsidiada (JIANG ET AL 2009). Ainda segundo os
mesmo autores, em 2007 o governo Chinês lançou o plano de médio e longo prazo para
energias renováveis que se tornou efetivo em 2010 com a revisão da lei de energia
renovável. Jiang et al (2009) mostram ainda que ao mesmo tempo lei ambientais, de
controle a poluição, e políticas econômicas, como uma linha de financiamento para
167
energia renovável (Biodigestores, solar e eólica) ajudaram o desenvolvimento da
bioenergia na China. Essas políticas resultaram em 56.856 plantas de biodigestão de
resíduos, sendo 22.570 plantas de médio ou grande porte de biodigestão de resíduos
agropecuários (JIANG ET AL 2009).
Zeng et al (2007) pontuam que na década passada grande avanço foi realizado na
tecnologia de gasificação da biomassa, com destaque para o progresso em gasificadores
CFB, existindo hoje mais de 40 fabricantes e empresas de equipamentos de gasificação
na China.
Apesar do grande avanço, Han et al (2008) mostram que melhorias precisam ser
realizadas. Os autores analisaram projetos de bioenergia de pequena escala técnica e
economicamente avaliando a efetividade dos projetos de bioenergia sob diversas óticas.
Dentro do grupo de resultados, verificaram que estes projetos contam com fortes
subsídios do governo para se manterem economicamente; os gasificadores apresentaram
diversos problemas operacionais, dificultando e encarecendo a operação; o poder
calorífico do gás era bastante baixo o que necessitava de grandes volumes de biomassa e
grande capacidade de armazenamento; como os gasificadores não podiam tratar
biomassa úmida, muito tempo foi perdido para a secagem da biomassa. Os autores
também encontraram problemas de suporte institucional e de atendimento de metas.
Jinag et al (2011) também pontuam problemas de suporte institucional.
Como recomendações, os autores indicaram três linhas de ação; uma reforma
institucional com instituições que realmente dêem suporte para as operações; focar na
criação de um mercado de energia renovável; além de programas de P&D para as
tecnologias.
Outros fatores importantes também são importante para o sucesso de projetos de
bioenergia rural; as condições de financiamento e incentivos financeiros (LIMING,
2009), plantas de média e larga escalas são mais susceptíveis ao sucesso (JINAG ET AL
2011),
168
8.2.2 ÍNDIA
Os esforços em direção a energia renovável na Índia começaram em 1981, com a
criação da comissão de fontes adicionais de energia e do departamento de fontes não
convencionais de energia. Em 1982 o petróleo foi incluído neste departamento, e em
1983 foi criado um comitê de aconselhamento para integração de novas fontes de
energia. Em 2002 o departamento de petróleo e fontes não convencionais foi
transformado no Ministério de Fontes Não Convencionais, e em 2006 no Ministério de
Energias Novas e Renováveis (BURAGOHAIN ET AL 2010). As ações deste
ministério
sempre
foram
orientadas
para
demonstração
de
tecnologias
e
competitividade, com estímulos a diversas tecnologias e com incentivos fiscais. Essas
ações eram tomadas através de planos de cinco anos, sendo o último o plano 2007-2011
(décimo primeiro plano) (BURAGOHAIN ET AL 2010).
As políticas mais importantes para a promoção da eletricidade renovável foram:
o guia de compra de eletricidade renovável (1993), onde o Estado comprava a um preço
fixo a eletricidade, teve como resultado uma taxa de crescimento de 5% na produção de
eletricidade renovável. Além das mias recentes, política nacional de eletricidade (2003),
a política nacional de tarifas (2006) e a política de eletrificação rural (2006)
(BURAGOHAIN ET AL 2010).
Ainda segundo Buragohain et al (2010), o programa de gasificação indiano
começou através de esforços de P&D, no meio da década de 1980, com a associação de
fabricantes e universidades e direcionado a eletrificação rural.
Purohit (2009) mostra que o programa de eletricidade a partir da biomassa
Indiano é promovido pelo Ministério de Energia Nova e Renovável indiano, cobre
projetos conectados ou não à rede e conta com a parceria de ESCOs, cooperativas,
ONGs, fabricantes, sendo implementado por agências estaduais. O mesmo autor indica
169
ainda que a biomassa mais usual para os projetos de gasificação são os resíduos
agrícolas.
Buragohain et al (2010) ainda apontam os benefícios da gasificação em relação a
outras tecnologias, como a modularidade e flexibilidade, os benefícios sociais, como o
aumento de renda para comunidade local devido a criação de serviços especializados,
além dos benefícios ambientais. Todavia os mesmo autores também pontuam os
próximos passos: aumentar a produção de gasificadores, definindo padrões e
certificando-os; melhorar o fator de capacidade acrescentando outras cargas; melhorar
estrutura para desenvolvimento de ESCOs; e subsidiar financeiramente os projetos.
8.2.3 OUTRAS EXPERIÊNCIAS
No que concerne a políticas específicas, Thornley e Cooper (2008) exibem uma
análise histórica de diversos mecanismos implementados para a promoção de bioenergia
na Alemanha, Itália, Reino Unido e Suécia, e Selkimäki et al (2010) apresentam uma
tendência para o mercado de pellets na Suécia e na Finlândia. Os primeiros mostram
que a efetividade de cada mecanismo depende do contexto de cada país. Já os segundos
apontam uma tendência interessante para a demanda de pellets, contudo há também a
necessidade de diversificação da matéria prima, muito focado em resíduos florestais,
para que o preço do mesmo não suba e não perca a confiança do consumidor.
8.3 BARREIRAS À AGROELETRICIDADE DISTRIBUÍDA
As barreiras à agroeletricidade distribuída aliam barreiras de diversas naturezas e
campos de atuação: barreiras da agricultura, da logística da biomassa, da
bioeletricidade, da geração distribuída e das energias renováveis, entre outras. As
exibidas aqui foram consideradas as mais críticas à luz das simulações e análises de
sensibilidades realizadas, das diversas dificuldades expostas ao longo do trabalho, da
170
análise do quadro político regulatório brasileiro, da experiência brasileira e das
experiências internacionais.
As primeiras barreiras listadas são relativas às questões da fase agrícola da biomassa,
fase que apresenta ainda diversos pontos de incerteza e restrições, como:
Falta de inventário de resíduos, com quantidade e qualidade da biomassa;
Competição pelo uso dos resíduos, principalmente como fertilizante e
ração animal;
Zoneamento agrícola para identificação de regiões propícias a colheita;
Necessidade de manejo adequado para evitar erosão do solo;
As barreiras da fase logística da biomassa, como pontuado ao longo do trabalho têm
impacto direto no custo da biomassa. Suas principais representantes são:
Sistemas de colheita de resíduos ainda em fase de desenvolvimento;
Necessidade de aprimoramento da logística do setor agrícola;
As barreiras tecnológicas são as seguintes:
Tecnologia de gasificação ainda em desenvolvimento;
Necessidade de instituição de programas de P&D;
Altos custos de tecnologias;
Capacidade de fornecimento de equipamento;
Necessidade de disponibilidade de serviços de engenharia, construção,
montagem, operação e manutenção.
As barreiras econômicas e financeiras, como apontam as simulações, sensibilidades e as
experiências internacionais, são cruciais para a viabilização da agroeletricidade. As
principais a serem removidas são:
Disponibilidade de financiamento barato e acessível
Suporte financeiro durante a operação do projeto.
171
As barreiras institucionais, como mostram as experiências chinesa e indiana, são de
relevância elevada, principalmente para a manutenção da competitividade no longo
prazo e desenvolvimento do setor.
Necessidade de capacidade administrativa devido à utilização de diversos
tipos de biomassa de diversos produtores;
Altos custos administrativos e de P&D;
Necessidade de suporte técnico e operacional durante toda a vida do
projeto;
As barreiras regulatórias, específicas do mercado brasileiro, dificultam ou encarecem a
comercialização da energia.
A falta de consideração da inserção da GD por parte das distribuidoras, que
definem o ponto de conexão de acordo com a característica de sua rede;
A perda de receitas das distribuidoras e impactos nos fluxos de caixa livre no
curto prazo;
Altos custos de conexão inviabilizam a comercialização;
Encargos também sobrecarregam os custos para comercialização;
Dificuldade de comercialização de pequenos montantes de energia devido aos
altos custos e requerimentos administrativos;
Por último, ainda há barreiras culturais dos setores agrícola e energético.
Negócio de energia não é o foco do produtor agrícola;
Lógica centralizada do setor elétrico;
8.4 PROPOSTAS
A apresentação anterior das barreiras, também expostas e analisadas ao longo do
trabalho, indica que a proposição de mecanismos, programas ou políticas que busquem
a viabilização da agroeletricidade devem ser elaborados de maneira coordenada. As
172
análises de sensibilidades apresentadas no capítulo anterior corroboram com essa lógica
de proposição de ações coordenadas, pois a sensibilidade de uma só variável não levou
à competitividade.
Outro ponto que também deve pautar a criação de um programa é a efetividade
em realizar seu objetivo, para isto o objetivo deve ser bem claro e definido (REN21,
2011). A forma de implementação também é significativa para maior efetividade da
proposta.
Há também que evidenciar a necessidade de análise prévia e acompanhamento
da interação destes novos mecanismos e programas com outros mecanismos existentes e
possíveis mecanismos futuros para incentivo de energias renováveis, eficiência
energética e redução da intensidade de carbono, conforme evidenciado em Doucet e
Percebois (2007) e del Río (2010). Com esses conceitos e cuidados, foram listados
alguns mecanismos de promoção a agroeletricidade distribuída, a seguir.
Devem ser avaliadas também, as atuais condições legais regulatórias, pois
quaisquer mudanças neste requerem custos administrativos e de transição altos e tempo
para maturação em um sistema democrático.
8.4.1 MECANISMOS PROPOSTOS
Bogdanski et al (2010) separam tanto as barreiras como as ações de viabilização
em dois níveis, no nível da fazenda (fase agrícola) e no nível da usina (fase energética).
Isso se justifica pois existem barreiras específicas das duas áreas. MMA (2011) também
desenha propostas estratégicas para o aproveitamento de resíduos. Sendo assim, as
propostas elencadas são expostas a seguir:
A elaboração de um inventário de resíduos agrícolas, com indicadores
de produtividade, análises de composição da biomassa e verificação das
condições de cada região.
Esta proposta já é considerada em MMA (2011), que indica já em 2015 a
realização destes inventários. O único ponto que deve ser verificado é a metodologia de
173
elaboração deste inventário, pois o mesmo deve ser capaz de responder as dúvidas sobre
a biomassa e sobre sua remoção (especificando a sazonalidade).
 Desenvolvimento de capacidade técnica nas regiões rurais com
disponibilidade de biomassa.
Esta proposta também já abarcada em MMA (2011) é essencial para a formação
dos atores diretos dos projetos de bioenergia rural; esta necessidade pode ser verificada
nas experiências chinesa e indiana.
 Investimentos em infraestrutura logística direcionados a cadeia de
bioenergia.
Esta ação vai ao encontro de redução dos custos logísticos da biomassa, esses
investimentos não necessariamente precisam ser estatais totalmente, no entanto, há
necessidade de criação de ambiente favorável aos investimentos privados.
 Desenvolvimento
de
um
programa
de
P&D
nacional
com
demonstrações e instalações piloto nas regiões aptas a agroenergia (já
previamente identificadas no inventário)
Esta proposta, de certo modo já também considerada em MMA (2011), se
mostrou essencial nos programas de bioenergia chinês e indiano para o
desenvolvimento da tecnologia e para a formação de uma indústria nacional.
 Estudos de nichos de mercado para agroeletricidade
Esta proposta tem como objetivo a identificação dos mais indicados para a
utilização da agroeletricidade nas regiões indicadas (resultados dos inventários).
 Linhas de financiamento de fácil acesso a pequenos produtores e
investidores
 Incentivos fiscais e subsídios para a cadeia da agroeletricidade
Estas duas propostas buscam incentivar o investimento e desonerar a cadeia da
agroeletricidade, assim atingindo o desenvolvimento da mesma. A disponibilidade de
174
capital juntamente com incentivos financeiros são essenciais para o desenvolvimento
(LIMING, 2009).
 Criação de agências de fomento locais
Estas agências devem ser capazes de dar suporte técnico para diferentes tipos de
produtores, disseminar informação através de workshops, palestras e cursos, além de
disseminar os casos de sucesso e fomentar o uso adequado dos resíduos. Estas agências
também devem ficar responsáveis pelo acompanhamento da indústria local.
 Promoção de RESCOs (Renewable Energy Services Companies), como
praticado especialmente na Índia.
Estas empresas seriam responsáveis pelos estudos de viabilidade, projetos,
operação e manutenção e mesmo construção e montagem. Serviços essenciais para a
implementação das unidades produtoras.
 Simplificação dos processos de comercialização de energia para
pequenos produtores
Esta medida tem como objetivo diminuir as barreiras administrativas necessárias
à comercialização de energia. Esta medida não beneficiaria somente a agroeletricidade
mas todo pequeno gerador distribuído.
 Leilões de fontes específicas e regionais
A prática de leilões no setor elétrico brasileiro já está consolidada e apresenta
resultados positivos do ponto de vista do aumento de competitividade das fontes e da
modicidade tarifária
8.4.2 PROPOSTA ESTRATÉGICA PARA A AGROELETRICIDADE
DISTRIBUÍDA
A implementação de diferentes mecanismos de incentivo de forma isolada
desconexa mostra-se como uma forma ineficiente para incentivo, isto pode ser visto nas
análises de sensibilidades e nos seguintes trabalhos: Han et al 2008, Jiang et al (2009);
175
Liming (2009), Buragohain et al (2010) e REN21 (2011). Assim, além da proposição
isolada de mecanismos a proposta de uma metodologia de implementação estratégica é
também de fundamental importância.
Os primeiros passos devem ser o levantamento da real condição da biomassa e
sua disponibilidade, a criação de conhecimento técnico no meio rural e o
desenvolvimento da tecnologia. Essa primeira tríade de ações possibilitará na
implantação de projetos pilotos e a obtenção de experiência com sistemas de
agroenergia. Do ponto de vista prático, este grupo de ações não é algo distante, pois o
MMA (2011) já prevê a elaboração de inventários de resíduos agrícolas para 2015, além
da expansão da rede de escolas técnicas. Assim, os principais fatores já são existentes,
faltando apenas uma correta coordenação.
A segunda tríade de ações que devem ser tomadas como segundo passo é: a
melhoria da infraestrutura das regiões apontadas nos inventários, a criação das agências
de suporte (fomento) e os estudos de nichos de mercado para a agroeletricidade.
Novamente, de maneira pragmática, já existem alguns fatores em ação, como obras do
PAC para melhorias de infraestrutura, e a disponibilidade de estudos de mercado, que
poderiam ser realizados pela EPE. Faltaria a definição de como seriam estas agências de
suporte, destacando que suas governanças devem ser livres o suficientes para não serem
burocratizadas, e novamente de uma ação coordenadora de ações
Por fim, a última tríade de ações, seria a disponibilização dos incentivos
financeiros e de capital, a promoção de empresas de serviços de energia voltadas para a
agroeletricidade, e a simplificação na forma de comercialização de pequenos blocos de
energia. Este último grupo de ações é o que está mais distante da prática atual, pois
precisaria da definição de origem de recursos, mudanças em regulamentações do setor
elétrico, além da criação de uma indústria de serviços ainda não existente. Todavia, se
as ações da primeira e segunda tríades foram realizadas de maneira coordenada, estas
176
últimas ações podem ser tomadas sem grandes problemas. a figura a seguir resume estes
grupos de ações.
FIGURA 21 – PROPOSTA DE IMPLEMENTAÇÃO DE UM PROGRAMA PARA
AGROELETRICIDADE
Fonte: Elaboração própria
Este plano estratégico deve ainda ser detalhado em programas bem definidos,
para que seja possível a identificação de ações e atores de maneira clara, como por
exemplo: as condições de financiamento para projetos que utilizarem ou não agricultura
familiar, na forma do programa do biodiesel, ou mesmo, para não criar conflitos de
interesses e lobbys entre as agências de suportes, cooperativas e prefeituras locais. Um
último ponto importante é a continuidade das ações, com devido acompanhamento e
avaliações periódicas do programa, para evitar problemas como os expostos por Han et
al (2008). Tendo estas e outras questões de implementação bem definidas, o aumento da
competitividade da agroeletricidade certamente virá, tornando factível a pratica de
leilões regiões de agroeletricidade.
177
9 CONSIDERAÇÕES FINAIS
A vasta disponibilidade de resíduos agrícolas, decorrente de grande produção
agrícola, coloca a questão da viabilidade do aproveitamento energético destes resíduos
para o Brasil. Todavia, esta pergunta pode ser respondida de diversas maneiras e através
de diversas metodologias.
Dentro das diversas possibilidades neste trabalho foi realizada a análise da
agroeletricidade distribuída a partir de quatro culturas específica; soja, milho, algodão e
arroz. A escolha destas culturas se deu pela a representatividade destas na agricultura
brasileira, 61% da área plantada em 2010 (IBGE, 2011) e pela decisão de não trabalhar
com a cana-de-açúcar.
O primeiro passo para análise foi a caracterização das culturas selecionadas,
identificando os principais fatores motivadores e tendências, identificando a
produtividade de resíduos de cada cultura, e caracterizando cada tipo de resíduo. A
importância desta etapa reside na identificação da qualidade da biomassa de trabalho, e
apesar de existirem poucos dados disponíveis para o Brasil, em termos de produtividade
de resíduos e composição dos mesmos, foi possível traçar o perfil da qualidade de cada
biomassa analisada.
Em seguida, foi realizada a caracterização tecnológica, novamente foram
selecionadas tecnologias, entendidas como mais adequadas e/ou promissoras, para a
conversão da biomassa. Foram também definidas rotas tecnológicas básicas, esquemas
de beneficiamento e conversão da biomassa também entendidos como mais utilizados.
Nesta caracterização, foram pontuados os principais problemas/adaptações necessárias
para a conversão de biomassa residual agrícola. A definição das rotas levou a um total
de sete rotas tecnológicas: queima direta a baixa pressão e utilização de turbinas de
contrapressão, queima direta a alta pressão e utilização de turbinas de condensação;
gasificação em leito fixo e geração elétrica através de grupo motogerador, gasificação
178
em leito fluidizado e geração elétrica através de grupo motogerador;
peletização
gasificação em leito fixo e geração em grupo motogerador; peletização, gasificação em
leito fluidizado e geração em grupo motogerador; e finalmente, peletização, gasificação
em leito fluidizado e geração através de ciclo combinado.
No capítulo seguinte os diferentes resíduos foram localizados e quantificados.
Aqui se escolheram o período de análise e o nível geográfico da análise, ambos
escolhidos para corresponderem ao estudo de Nassar et al (2010). A disponibilidade de
resíduos encontrada para o ano de 2030 no Brasil foi de 1.604 mil toneladas de resíduos
de algodão, 4.124 mil toneladas de palha de arroz, 762 mil toneladas de casca de arroz,
20.851 mil toneladas de palha de milho, e 36.453 mil toneladas de resíduos de soja. Por
último também foi considerada a sazonalidade da produção dos resíduos.
O capítulo seguinte abordou a metodologia utilizada para a simulação dos casos,
definindo que a viabilidade seria testada pela análise de competitividade. A razão se deu
pelo entendimento que a análise de competitividade vai ao encontro da modicidade
tarifária, pilar do novo modelo do setor elétrico, e possibilita a análise em diferentes
nichos de mercado. A competitividade foi testada em três situações básicas, contra tarifa
média de biomassa do último leilão, como autoprodução na microrregião, e como
comercialização na microrregião. Para as tarifas de distribuição foram adotados valores
médios considerando uma carga constante durante todo o dia e durante todo o ano,
também foram considerados todos os encargos devidos à cada situação. Neste capítulo
também foram definidos os custos logísticos, que foram trabalhados como proxy para a
representação da cadeia logística. Estes custos foram levantados junto à literatura
internacional e casos logísticos da agricultura brasileira. Em seguida, no mesmo
capítulo, foi apresentada metodologia de geração de eletricidade, pautada pela
simplificação das equações, que utilizam indicadores de eficiência de conversão (para
todas as rotas) e produtividade para as rotas em que há produção de energético
secundário, como o biogás ou o syngas. Finalmente foi definida a metodologia do custo
179
de produção da agroeletricidade. Também foram apresentados os custos de conexão à
rede elétrica utilizados. Esta metodologia simplificada foi adotada entendendo que o
objetivo do trabalho é a análise de competitividade e não a simulação dos sistemas
tecnológicos.
No capítulo seguinte foram caracterizados os casos para a simulação, onde
foram definidas as seguintes microrregiões: Toledo/PR, Uberaba/MG, Santa Maria da
Vitória/BA, Campanha Ocidental/RS e Alto Teles Pires/MT. Os principais critérios para
seleção foram os níveis de produção de resíduos hoje e no horizonte de 2030, além da
busca pela diversidade geográfica no Brasil. A caracterização dos casos definiu o custo
logístico atual e a perspectiva, as quantidades de biomassa e outros condicionantes.
O capítulo sétimo trouxe todos os dados de simulação, como os custos de
investimentos, O&M, eficiências, produtividades e condições financeiras, e assim,
foram simulados. Foram assumidas também outras premissas, como: limites de
construção de usinas por ano, preço de venda de pellets, e condições necessárias para as
implantações das unidades.
Na apresentação dos resultados não foi verificada competitividade contra o
preço médio de usinas a biomassa no último leilão em nenhum dos casos. Nos casos de
autoprodução, a competitividade se deu principalmente para as rotas 1 e 2 (queima
direta a baixa e alta pressão) e em alguns casos a rota 5 com venda de pellets excedentes
também se mostrando competitiva. O principal nicho de competitividade foram os
clientes contratatos com tarifas verdes, pois estes têm tarifas de ponta muito superiores
às tarifas fora de ponta.
Para o caso da competitividade através da comercialização de energia com
clientes livres da microrregião, a competitividade se mostrou mais restrita às duas
primeiras rotas, consequência de maiores encargos e principalmente dos custos de
conexão.
180
Em seguida foram realizadas as análises de sensibilidade, nas seguintes
variáveis: investimento, modelado através de curvas de aprendizagem; custos logísticos,
considerados decrescentes para os custos médios levantados; custos de conexão
considerando uma redução de 40%; e variáveis financeiras, TIR, juros e percentual
financiável. Estas análises indicaram que a redução no investimento e a redução do
custo logístico da biomassa são as variáveis mais sensíveis, ocasionando os maiores
impactos. Entretanto, o resultado na sensibilidade dos juros também foi interessante,
pois aumenta a competitividade desde o início do período e não somente com o decorrer
da produção.
As microrregiões que apresentaram as maiores competitividades foram aquelas
que apresentaram a maior disponibilidade de biomassa ao longo do ano, ou seja,
possuíam maior fator de capacidade, Toledo e Alto Teles Pires. Os outros dois fatores
mais importantes, juntamente com o fator de capacidade, foram os custos de
investimentos e os custos com biomassa.
Após a apresentação dos resultados e das análises de sensibilidade, a
contextualização dos sistemas legais e regulatórios brasileiros que afetam a
competitividade da agroeletricidade é consequência natural da verificação da não
competitividade da agroeletricidade. A exposição dos programas de energias renováveis
brasileiros, juntamente com a caracterização regulatória da geração distribuída e
comercialização de energia elétrica ajudam a entender outras barreiras, que não de
custos diretos.
Aliado a isso, a exposição das experiências dos dois países com os maiores
programas de bioenergia rural, China e Índia, exibem pontos de possíveis problemas
que podem ocorrer devido a má condução ou esvaziamento do programa. Doravante,
expõem-se também casos de sucesso e “pathways” para a criação de programas e
estruturas de suporte a bioenergia agrícola.
181
Ainda neste capítulo foram destacadas a barreiras que foram consideradas
principais, dentro do contexto das simulações, das sensibilidades, das análises do
contexto brasileiro e internacional. Por último, foram propostas linhas de ação, baseadas
na experiência internacional e em ações já em andamento no contexto brasileiro, além
de uma estratégia de implementação destas linhas de ação, visando a efetividade
máxima dos objetivos.
O trabalho apresentou diversas premissas que tiveram que ser realizadas para a
execução desta análise, dentre a principais: a disponibilidade de biomassa atual e futura,
de sistemas de colheita, de qualidade da biomassa, sazonalidade, indicadores de
conversão, disponibilidade de serviços de logística, custos logísticos, disponibilidade de
serviços de engenharia, custos de investimento, preço da biomassa constante durante
todo o ano e venda de subprodutos. Uma análise propositiva será feita no item de
sugestão de trabalhos futuros.
Os resultados indicam que, mesmo nas análises de sensibilidades mais
favoráveis, a agroeletricidade ainda está muito aquém da competitividade dos leilões.
Para as rotas 1 e 2, o principal fator de não competitividade é o custo da biomassa, pois
quando comparado com os custos do bagaço de cana (resíduo já localizado na unidade
de conversão) é muito maior. As rotas 3 e 4 tiveram competitividade somente no final
do período para as microrregiões de maiores fatores de capacidade. A rota 5 se tornou
mais competitiva quando houve venda de pellets excedentes, assim como a rota 6.
Nos casos em que havia necessidade de conexão à rede, competitividade em
casos de comercialização, a competitividade fica restrita às duas primeiras rotas
majoritariamente.
Para as microrregiões, as que obtiveram melhores resultados foram as que
mostraram um maior fator de capacidade, dado basicamente pela disponibilidade
sazonal de biomassa. Este fato leva ao entendimento que o armazenamento de biomassa,
182
biomassa beneficiada ou energético derivado de biomassa deve ser avaliado como
questão importante.
Influenciaram também dois outros fatores, a distância média percorrida na
microrregião, refletido diretamente no custo da biomassa e na competitividade versus a
tarifa de distribuição. Este último caso pode ser percebido na microrregião de Alto Teles
Pires, que apesar de ter o maior custo de biomassa apresentou também as maiores tarifas
de distribuição.
As propostas de ações para viabilização da agroeletricidade foram elencadas de
modo a superar as principais barreiras elencadas: falta de conhecimento técnico no meio
rural, falta de acesso a capital, tecnologias ainda em desenvolvimento e barreiras
logísticas.
Em linhas gerais a proposta de implementação das ações foi dividida em três
grandes fases: a primeira é identificação do potencial e desenvolvimento tecnológico; a
segunda é a análise de viabilidade deste potencial em casos específicos juntamente com
o desenvolvimento da capacidade técnica da região; e a terceira é a implementação
deste potencial viável aliado ao desenvolvimento da cadeia da agroeletricidade. Todas
as três fases de implementação contêm ações de educação, suporte, e desenvolvimento
de capacidade técnica, essenciais segundo as experiências internacionais.
A contextualização para a situação brasileira levou à identificação que para
muitas das ações propostas já existem atores aptos a realizá-las, como o caso do
inventário que será desenvolvido, como previsto em MMA (2011) e que pode ser
desenvolvido pela EMBRAPA, e os estudos de nichos de mercado para a
agroeletricidade, que podem ser realizados pela EPE. Além disso, alguns programas em
andamento podem ser facilitadores, como os investimentos do PAC e a expansão da
rede de escolas técnicas, mas para isso é preciso que a identificação dos potenciais
localizados seja realizada.
183
Foi pontuado também que a coordenação dos diferentes atores, das ações e das
implementações é fundamental para o sucesso do programa, esta conclusão deriva da
análise de políticas e programas internacionais. É preciso também que as diversas ações
sejam contínuas e que tenham acompanhamento e avaliações periódicas, até que a
agroeletricidade atinja a competitividade e que sua cadeia industrial esteja estabelecida.
Por fim, o trabalho também apresenta uma abordagem metodológica detalhada
de avaliação para elaboração de um programa de promoção da agroeletricidade. A
metodologia apresentada pode ser entendida como um passo a passo para verificação da
viabilidade e da definição estratégica inicial de um programa.
9.1 SUGESTÕES PARA TRABALHOS FUTUROS
Como citado diversas vezes ao longo do trabalho, várias premissas foram
assumidas para a realização das simulações. A verificação destas premissas validaria os
resultados deste trabalho. Assim, a seguir, são expostas propostas para análises futuras.
Elaboração de um inventário de diferentes biomassas agrícolas com
índices de produtividade de resíduos, composição da biomassa, e
zoneamento agrícola com disponibilidade para colheita;
Verificar a competição pelos usos dos resíduos;
Analisar
o
aproveitamento
de
diferentes
tipos
de
biomassa,
separadamente e em conjunto;
Simular diferentes cadeias logísticas para determinação dos custos de
biomassa, principalmente as que simulem armazenagem de biomassa;
Verificar os reais custos de P&D necessários para que as tecnologias
atinjam maturidade comercial;
Desenvolver um modelo georreferenciado para identificação do potencial
de biomassa agrícola;
184
Analisar tecnicamente cada tecnologia utilizada para cada tipo de
biomassa, através de modelos de simulação avançados;
Analisar outros tipos de tecnologia para geração elétrica, como queima
de produtos de pirólise, gasificação de leito de arraste, pilha a
combustível, ciclos rankine orgânicos, etc;
Analisar outros tipos de tecnologia de beneficiamento de biomassa,
como, briquetagem, torrefação, ou mesmo a pirólise;
Analisar outros tipos de aproveitamento energético, como a produção de
biocombustíveis líquidos e calor;
Estudos de conexão elétrica e verificação dos benefícios (ou não) da
eletricidade distribuída em cada região;
Avaliar a possibilidade do uso de resíduos agrícolas em usinas
sucroalcooleiras na entressafra da cana-de-açúcar;
Estudos de impactos ambientais decorrentes do aproveitamento
energético dos resíduos agrícolas;
Fazer análise de ciclo de vida para a agro energia;
Fazer análise de custos com impostos, inflação e custos contábeis;
Fazer análise de impactos (custos e benefícios) dos incentivos para a
promoção da agroeletricidade;
Identificar benefícios não energéticos
Verificar benefícios para o desenvolvimento local e escala de
propriedade adequada.
185
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207
ANEXO I – MAPAS DAS MICRORREGIÕES
FIGURA 22 – MAPA DA MICRORREGIÃO DE TOLEDO/PR
Fonte: http://pt.wikipedia.org/wiki/Ficheiro:Parana_Micro_Toledo.svg
FIGURA 23 – MAPA DA MICRORREGIÃO DE UBERABA/MG
Fonte: http://pt.wikipedia.org/wiki/Ficheiro:MinasGerais_Micro_Uberaba.svg
208
FIGURA 24 – MAPA DA MICRORREGIÃO DE SANTA MARIA DA VITÓRIA/BA
Fonte: http://pt.wikipedia.org/wiki/Ficheiro:Bahia_Micro_SantaMariadaVitoria.svg
FIGURA 25 – MAPA DA MICRORREGIÃO DE CAMPANHA OCIDENTAL/RS
Fonte: http://pt.wikipedia.org/wiki/Ficheiro:RioGrandedoSul_Micro_CampanhaOcidental.svg
209
FIGURA 26 – MAPA DA MICRORREGIÃO DE ALTO TELES PIRES/MT
210
ANEXO II – RESULTADOS COMPLETOS DAS SIMULAÇÕES
MICRORREGIÃO DE TOLEDO
TABELA 63 - ROTA 1 – RESULTADOS COMPLETOS PARA MICRORREGIÃO DE TOLEDO/PR
Rota 1
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
Unidades em operação
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Biomassa consumida [t]
80.304
153.307
226.310
292.013
365.016
438.020
511.023
584.026
657.029
730.033
Percentual de biomassa
disponível [%]
98,0%
96,4%
94,8%
93,4%
91,9%
90,5%
89,2%
88,0%
86,8%
85,8%
Energia Elétrica Gerada
[MWh]
75.240
143.640
212.040
273.600
342.000
410.400
478.800
547.200
615.600
684.000
Fator de Capacidade [%]
85,9%
82,0%
80,7%
78,1%
78,1%
78,1%
78,1%
78,1%
78,1%
78,1%
Despesas financeiras e
operacionais anuais [kR$] R$ 2.261,38 R$ 4.483,31 R$ 6.663,26 R$ 8.798,54
Despesas financeiras e
operacionais com conexão
a rede anuais [kR$]
R$ 2.854,41 R$ 5.655,57 R$ 8.400,05 R$ 11.084,23
Despesas anuais com
biomassa [kR$]
R$ 10.814,31 R$ 20.645,51 R$ 30.476,71 R$ 39.324,78
Custo da eletricidade
[R$/MWh]
Custo da eletricidade com
conexão a rede [R$/MWh]
2025
11
803.036
2026
12
876.039
2027
13
949.042
2028
14
1.022.046
2029
15
1.095.049
2030
16
1.168.052
84,8%
83,9%
83,1%
82,4%
81,8%
81,2%
752.400
78,1%
820.800
78,1%
889.200
78,1%
957.600
78,1%
1.026.000
78,1%
1.094.400
78,1%
R$ 10.886,29
R$ 12.923,45
R$ 14.906,79
R$ 16.832,86
R$ 18.697,98
R$ 20.498,25
R$ 22.229,52
R$ 23.887,35
R$ 25.467,04
R$ 26.963,59
R$ 28.371,66
R$ 29.685,58
R$ 13.704,24
R$ 16.255,96
R$ 18.735,02
R$ 21.136,76
R$ 23.456,23
R$ 25.688,14
R$ 27.826,90
R$ 29.866,52
R$ 31.800,66
R$ 33.622,55
R$ 35.324,99
R$ 36.900,33
R$ 49.155,98
R$ 58.987,17
R$ 68.818,37
R$ 78.649,56
R$ 88.480,76
R$ 98.311,95 R$ 108.143,15 R$ 117.974,34 R$ 127.805,54 R$ 137.636,73 R$ 147.467,93 R$ 157.299,12
173,786
174,943
175,155
175,889
175,562
175,221
174,865
174,493
174,105
173,699
173,276
172,833
172,371
171,888
171,384
170,856
181,668
183,104
183,346
184,243
183,802
183,341
182,860
182,358
181,834
181,287
180,715
180,118
179,494
178,842
178,161
177,448
Fonte: Elaboração própria
211
TABELA 64 - ROTA 2 – RESULTADOS COMPLETOS PARA MICRORREGIÃO DE TOLEDO/PR
Rota 2
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
Unidades em operação
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
Biomassa consumida [t]
146.007
292.013
438.020
584.026
730.033
876.039
1.022.046
1.168.052
1.314.059
1.460.065
1.606.072
Percentual de biomassa
disponível [%]
96,4%
93,1%
89,8%
86,7%
83,8%
81,0%
78,4%
76,0%
73,7%
71,6%
69,6%
Energia Elétrica Gerada
[MWh]
205.200
410.400
615.600
820.800
1.026.000
1.231.200
1.436.400
1.641.600
1.846.800
2.052.000
2.257.200
Fator de Capacidade [%]
78,1%
78,1%
78,1%
78,1%
78,1%
78,1%
78,1%
78,1%
78,1%
78,1%
78,1%
2026
12
1.752.078
2027
13
1.898.085
2028
14
2.044.091
2029
15
2.190.098
2030
16
2.336.104
67,9%
66,2%
64,8%
63,5%
62,4%
2.462.400
78,1%
2.667.600
78,1%
2.872.800
78,1%
3.078.000
78,1%
3.283.200
78,1%
Despesas financeiras e
operacionais anuais [kR$] R$ 11.845,33 R$ 23.484,01 R$ 34.902,80 R$ 46.087,60 R$ 57.023,41 R$ 67.694,27 R$ 78.083,19 R$ 88.172,12 R$ 97.941,81 R$ 107.371,81 R$ 116.440,33 R$ 125.124,21 R$ 133.398,80 R$ 141.237,85 R$ 148.613,45 R$ 155.495,89
Despesas financeiras e
operacionais com conexão
a rede anuais [kR$]
R$ 13.747,06 R$ 27.235,81 R$ 40.449,69 R$ 53.371,09 R$ 65.981,25 R$ 78.260,22 R$ 90.186,78 R$ 101.738,34 R$ 112.890,85 R$ 123.618,74 R$ 133.894,80 R$ 143.690,05 R$ 152.973,68 R$ 161.712,89 R$ 165.955,30 R$ 169.581,26
Despesas anuais com
biomassa [kR$]
R$ 19.662,39 R$ 39.324,78 R$ 58.987,17 R$ 78.649,56 R$ 98.311,95 R$ 117.974,34 R$ 137.636,73 R$ 157.299,12 R$ 176.961,51 R$ 196.623,90 R$ 216.286,30 R$ 235.948,69 R$ 255.611,08 R$ 275.273,47 R$ 294.935,86 R$ 314.598,25
Custo da eletricidade
[R$/MWh]
Custo da eletricidade com
conexão a rede [R$/MWh]
153,546
153,043
152,518
151,970
151,399
150,803
150,181
149,532
148,854
148,146
147,407
146,635
145,828
144,984
144,103
143,182
162,814
162,185
161,528
160,844
160,130
159,385
158,607
157,796
156,948
156,064
155,140
154,174
153,166
152,112
149,737
147,472
Fonte: Elaboração própria
212
TABELA 65 - ROTA 3 – RESULTADOS COMPLETOS PARA MICRORREGIÃO DE TOLEDO/PR
Rota 3
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
Unidades em operação
3
6
9
12
15
18
21
24
27
30
33
Biomassa consumida [t]
10.997
21.995
32.992
43.990
52.988
61.986
69.984
79.982
89.979
99.977
109.975
Percentual de biomassa
disponível [%]
99,7%
99,5%
99,2%
99,0%
98,8%
98,7%
98,5%
98,4%
98,2%
98,1%
97,9%
Syngas [m³]
13.996.800 27.993.600 41.990.400 55.987.200 69.984.000 83.980.800 96.644.571 106.642.286 117.973.029 129.303.771 139.301.486
Energia Elétrica Gerada
[MWh]
10.478
20.956
31.434
41.913
50.486
59.059
66.679
76.205
85.730
95.256
104.782
Fator de Capacidade [%]
79,7%
79,7%
79,7%
79,7%
76,8%
74,9%
72,5%
72,5%
72,5%
72,5%
72,5%
Despesas financeiras e
operacionais anuais [kR$]
Despesas financeiras e
operacionais com conexão
a rede anuais [kR$]
Despesas anuais com
biomassa [kR$]
Custo da eletricidade
[R$/MWh]
Custo da eletricidade com
conexão a rede [R$/MWh]
2026
36
119.973
2027
39
129.970
2028
42
139.968
2029
45
149.966
2030
48
159.963
97,8%
150.632.229
97,7%
160.629.943
97,6%
171.960.686
97,5%
183.291.429
97,4%
189.262.286
114.307
72,5%
123.833
72,5%
133.358
72,5%
142.884
72,5%
152.410
72,5%
R$ 1.082,81
R$ 2.149,40
R$ 3.198,73
R$ 4.229,69
R$ 5.241,12
R$ 6.231,75
R$ 7.200,25
R$ 8.145,20
R$ 9.065,11
R$ 9.958,35
R$ 10.823,22
R$ 11.657,90
R$ 12.460,46
R$ 13.228,83
R$ 13.697,22
R$ 14.126,91
R$ 1.256,38
R$ 2.492,50
R$ 3.707,03
R$ 4.898,62
R$ 6.065,77
R$ 7.206,93
R$ 8.320,44
R$ 9.404,51
R$ 10.457,26
R$ 11.476,68
R$ 12.460,65
R$ 13.406,87
R$ 14.312,95
R$ 15.176,29
R$ 15.664,65
R$ 16.104,64
R$ 1.481,01
R$ 2.962,02
R$ 4.443,02
R$ 5.924,03
R$ 7.135,77
R$ 8.347,50
R$ 9.424,60
R$ 10.770,97
R$ 12.117,34
R$ 13.463,71
R$ 14.810,08
R$ 16.156,45
R$ 17.502,82
R$ 18.849,20
R$ 20.195,57
R$ 21.541,94
244,682
243,908
243,101
242,259
245,156
246,860
249,326
248,228
247,082
245,885
244,635
243,330
241,966
240,540
237,205
234,033
261,247
260,280
259,271
258,219
261,491
263,372
266,125
264,753
263,321
261,825
260,263
258,630
256,925
255,143
250,974
247,009
Fonte: Elaboração própria
213
TABELA 66 - ROTA 4 – RESULTADOS COMPLETOS PARA MICRORREGIÃO DE TOLEDO/PR
Rota 4
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
Unidades em operação
3
6
9
12
15
18
21
24
27
30
33
Biomassa consumida [t]
19.995
39.991
59.986
77.558
93.918
110.884
127.244
145.421
163.599
181.777
199.954
Percentual de biomassa
disponível [%]
99,5%
99,1%
98,6%
98,2%
97,9%
97,6%
97,3%
97,0%
96,7%
96,5%
96,2%
Syngas [m³]
44.089.920 88.179.840 132.269.760 171.015.447 207.089.018 244.498.647 280.572.218 320.653.964 360.735.709 400.817.455 440.899.200
Energia Elétrica Gerada
[MWh]
20.956
41.913
62.869
81.285
98.431
116.212
133.358
152.410
171.461
190.512
209.563
Fator de Capacidade [%]
79,7%
79,7%
79,7%
77,3%
74,9%
73,7%
72,5%
72,5%
72,5%
72,5%
72,5%
Despesas financeiras e
operacionais anuais [kR$]
Despesas financeiras e
operacionais com conexão
a rede anuais [kR$]
Despesas anuais com
biomassa [kR$]
Custo da eletricidade
[R$/MWh]
Custo da eletricidade com
conexão a rede [R$/MWh]
2026
36
218.132
2027
39
236.310
2028
42
254.487
2029
45
272.665
2030
48
290.843
96,0%
480.980.945
95,8%
521.062.691
95,6%
561.144.436
95,5%
601.226.182
95,3%
641.307.927
228.614
72,5%
247.666
72,5%
266.717
72,5%
285.768
72,5%
304.819
72,5%
R$ 2.562,78
R$ 5.087,18
R$ 7.570,73 R$ 10.010,82
R$ 12.404,65
R$ 14.749,27
R$ 17.041,51
R$ 19.278,03
R$ 21.455,25
R$ 23.569,37
R$ 25.616,34
R$ 27.591,86
R$ 29.491,35
R$ 31.309,94
R$ 32.418,53
R$ 33.435,51
R$ 2.973,60
R$ 5.899,23
R$ 8.773,79 R$ 11.594,02
R$ 14.356,44
R$ 17.057,33
R$ 19.692,77
R$ 22.258,54
R$ 24.750,19
R$ 27.162,96
R$ 29.491,80
R$ 31.731,32
R$ 33.875,81
R$ 35.919,17
R$ 37.075,03
R$ 38.116,38
R$ 2.692,74
R$ 5.385,48
R$ 8.078,23 R$ 10.444,58
R$ 12.647,73
R$ 14.932,48
R$ 17.135,63
R$ 19.583,58
R$ 22.031,53
R$ 24.479,47
R$ 26.927,42
R$ 29.375,37
R$ 31.823,32
R$ 34.271,26
R$ 36.719,21
R$ 39.167,16
250,785
249,869
248,914
251,650
254,517
255,410
256,280
254,981
253,625
252,209
250,730
249,185
247,570
245,883
241,937
238,183
270,388
269,244
268,050
271,127
274,346
275,270
276,161
274,537
272,842
271,072
269,223
267,292
265,274
263,165
258,231
253,539
Fonte: Elaboração própria
214
TABELA 67 - ROTA 5 – RESULTADOS COMPLETOS PARA MICRORREGIÃO DE TOLEDO/PR
Rota 5
Unidades em operação
Biomassa consumida [t]
Percentual de biomassa
disponível [%]
Produção de Pellet [t]
Produção de Pellet
excedente [t]
Produção de syngas [m³]
Energia Elétrica Gerada
[MWh]
Fator de Capacidade [%]
Despesas financeiras e
operacionais anuais [kR$]
Despesas financeiras e
operacionais com conexão
a rede anuais [kR$]
Despesas anuais com
biomassa [kR$]
Receitas anuais com venda
de pellet excedente [kR$]
Custo da eletricidade
[R$/MWh]
Custo da eletricidade com
conexão a rede [R$/MWh]
Custo da eletricidade c/ fert
[R$/MWh]
Custo da eletricidade com
conexão a rede c/
fert[R$/MWh]
2015
3
45.019
2016
6
90.038
2017
9
135.057
2018
12
170.526
2019
15
208.724
2020
18
248.286
2021
21
286.484
2022
24
327.411
2023
27
368.337
2024
30
409.263
2025
33
450.189
2026
36
491.116
2027
39
532.042
2028
42
572.968
2029
45
613.895
2030
48
654.821
98,9%
42.768
97,9%
85.536
96,9%
128.304
96,1%
162.000
95,4%
198.288
94,6%
235.872
94,0%
272.160
93,3%
311.040
92,6%
349.920
92,0%
388.800
91,5%
427.680
91,0%
466.560
90,5%
505.440
90,1%
544.320
89,8%
583.200
89,5%
622.080
12.635
128.304.000
25.270
256.608.000
37.905
384.912.000
47.859
486.000.000
58.580
594.864.000
69.683
707.616.000
80.404
816.480.000
91.890
933.120.000
103.376
1.049.760.000
114.863
1.166.400.000
126.349
1.283.040.000
137.835
1.399.680.000
149.321
1.516.320.000
160.808
1.632.960.000
172.294
1.749.600.000
183.780
1.866.240.000
40.202
76,5%
80.404
76,5%
120.606
76,5%
152.280
72,4%
186.391
70,9%
221.720
70,3%
255.830
69,5%
292.378
69,5%
328.925
69,5%
365.472
69,5%
402.019
69,5%
438.566
69,5%
475.114
69,5%
511.661
69,5%
548.208
69,5%
584.755
69,5%
R$ 6.321,41 R$ 12.545,96 R$ 18.667,44 R$ 24.679,25
R$ 30.574,36
R$ 36.345,28
R$ 41.984,06
R$ 47.482,22
R$ 52.830,75
R$ 58.020,07
R$ 63.039,95
R$ 67.879,56
R$ 72.527,31
R$ 76.970,93
R$ 79.623,05
R$ 82.044,01
R$ 7.358,01 R$ 14.594,95 R$ 21.703,06 R$ 28.674,07
R$ 35.499,20
R$ 42.169,10
R$ 48.673,82
R$ 55.002,78
R$ 61.144,69
R$ 67.087,58
R$ 72.818,69
R$ 78.324,44
R$ 83.590,39
R$ 88.601,17
R$ 91.372,56
R$ 93.855,02
R$ 6.062,61 R$ 12.125,21 R$ 18.187,82 R$ 22.964,42
R$ 28.108,45
R$ 33.436,19
R$ 38.580,22
R$ 44.091,69
R$ 49.603,15
R$ 55.114,61
R$ 60.626,07
R$ 66.137,53
R$ 71.648,99
R$ 77.160,45
R$ 82.671,91
R$ 88.183,37
R$ 2.526,98
R$ 5.053,96
R$ 7.580,93
R$ 9.571,89
R$ 11.715,99
R$ 13.936,67
R$ 16.080,77
R$ 18.378,02
R$ 20.675,27
R$ 22.972,53
R$ 25.269,78
R$ 27.567,03
R$ 29.864,28
R$ 32.161,54
R$ 34.458,79
R$ 36.756,04
308,045
306,841
305,585
312,869
314,838
314,728
314,913
313,204
311,420
309,558
307,612
305,580
303,456
301,237
296,046
291,109
333,830
332,324
330,754
339,102
341,260
340,995
341,062
338,926
336,697
334,368
331,936
329,396
326,742
323,968
317,479
311,307
245,188
243,984
242,727
250,012
251,980
251,871
252,056
250,347
248,563
246,701
244,755
242,723
240,599
238,380
233,189
228,252
270,973
269,467
267,897
276,245
278,403
278,138
278,205
276,069
273,839
271,511
269,079
266,539
263,884
261,111
254,622
248,450
Fonte: Elaboração própria
215
TABELA 68 - ROTA 6 – RESULTADOS COMPLETOS PARA MICRORREGIÃO DE TOLEDO/PR
Rota 6
Unidades em operação
Biomassa consumida [t]
Percentual de biomassa
disponível [%]
Produção de Pellet [t]
Produção de Pellet
excedente [t]
Produção de syngas [m³]
Energia Elétrica Gerada
[MWh]
Fator de Capacidade [%]
2015
1
106.054
2016
2
202.466
2017
3
289.237
2018
4
385.649
2019
5
482.062
2020
6
578.474
2021
7
674.887
2022
8
771.299
2023
9
867.711
2024
10
964.124
2025
11
1.060.536
2026
12
1.156.948
2027
13
1.253.361
2028
14
1.349.773
2029
15
1.446.186
2030
16
1.542.598
97,4%
100.751
95,2%
192.343
93,3%
274.775
91,2%
366.367
89,3%
457.959
87,5%
549.551
85,8%
641.142
84,1%
732.734
82,6%
824.326
81,2%
915.918
79,9%
1.007.509
78,8%
1.099.101
77,7%
1.190.693
76,8%
1.282.285
75,9%
1.373.876
75,2%
1.465.468
7.179
302.252.782
13.705
577.028.038
19.578
26.105
32.631
39.157
45.683
52.209
824.325.768 1.099.101.024 1.373.876.280 1.648.651.536 1.923.426.792 2.198.202.048
58.735
2.472.977.304
65.262
2.747.752.560
71.788
3.022.527.816
78.314
3.297.303.072
84.840
3.572.078.328
91.366
3.846.853.584
97.892
4.121.628.841
104.419
4.396.404.097
124.027
78,7%
236.779
75,1%
1.014.768
71,5%
1.127.520
71,5%
1.240.272
71,5%
1.353.024
71,5%
1.465.776
71,5%
1.578.528
71,5%
1.691.280
71,5%
1.804.032
71,5%
R$ 211.903,62
R$ 232.704,94
R$ 252.823,47
R$ 272.215,43
R$ 290.834,27
R$ 308.630,41
R$ 319.823,20
R$ 330.084,45
R$ 244.022,03
R$ 267.706,17
R$ 290.536,83
R$ 312.459,29
R$ 333.415,33
R$ 353.343,01
R$ 365.016,50
R$ 375.525,56
R$ 116.852,86
R$ 129.836,51
R$ 142.820,16
R$ 155.803,81
R$ 168.787,46
R$ 181.771,11
R$ 194.754,76
R$ 207.738,41
R$ 11.747,09
R$ 13.052,33
R$ 14.357,56
R$ 15.662,79
R$ 16.968,03
R$ 18.273,26
R$ 19.578,49
R$ 20.883,72
338.256
71,5%
451.008
71,5%
563.760
71,5%
676.512
71,5%
789.264
71,5%
902.016
71,5%
Despesas financeiras e
operacionais anuais [kR$] R$ 25.363,71 R$ 50.337,07 R$ 74.895,07 R$ 99.011,07 R$ 122.656,76 R$ 145.801,98 R$ 168.414,66 R$ 190.460,64
Despesas financeiras e
operacionais com conexão
a rede anuais [kR$]
R$ 29.387,13 R$ 58.286,33 R$ 86.666,33 R$ 114.493,84 R$ 141.733,45 R$ 168.347,48 R$ 194.295,82 R$ 219.535,80
Despesas anuais com
biomassa [kR$]
R$ 14.282,02 R$ 27.265,67 R$ 38.950,95 R$ 51.934,60 R$ 64.918,25 R$ 77.901,90 R$ 90.885,55 R$ 103.869,21
Receitas anuais com venda
de pellet excedente [kR$]
R$ 1.435,76 R$ 2.740,99 R$ 3.915,70 R$ 5.220,93
R$ 6.526,16
R$ 7.831,40
R$ 9.136,63 R$ 10.441,86
Custo da eletricidade
[R$/MWh]
Custo da eletricidade com
conexão a rede [R$/MWh]
Custo da eletricidade c/ fert
[R$/MWh]
Custo da eletricidade com
conexão a rede c/
fert[R$/MWh]
319,653
327,743
336,568
334,685
332,721
330,672
328,534
326,302
323,972
321,539
318,997
316,343
313,569
310,670
304,254
298,123
352,093
361,316
371,367
369,014
366,560
363,999
361,326
358,536
355,623
352,581
349,405
346,086
342,619
338,996
330,975
323,311
308,077
316,167
324,991
323,109
321,145
319,096
316,958
314,726
312,396
309,963
307,421
304,767
301,993
299,094
292,677
286,547
340,517
349,739
359,791
357,438
354,984
352,422
349,750
346,960
344,047
341,005
337,829
334,510
331,043
327,420
319,399
311,735
Fonte: Elaboração própria
216
MICRORREGIÃO DE UBERABA/MG
TABELA 69 - ROTA 1 – RESULTADOS COMPLETOS PARA MICRORREGIÃO DE UBERABA/MG
Rota 1
Unidades em operação
Biomassa consumida [t]
Percentual de biomassa
disponível [%]
Energia Elétrica Gerada
[MWh]
Fator de Capacidade [%]
Despesas financeiras e
operacionais anuais [kR$]
Despesas financeiras e
operacionais com conexão
a rede anuais [kR$]
Despesas anuais com
biomassa [kR$]
Custo da eletricidade
[R$/MWh]
Custo da eletricidade com
conexão a rede [R$/MWh]
2015
1
36.502
2016
2
73.003
2017
3
109.505
2018
4
146.007
2019
5
182.508
2020
6
219.010
2021
7
255.511
2022
8
292.013
2023
9
328.515
2024
10
365.016
2025
11
401.518
2026
12
438.020
2027
13
474.521
2028
14
511.023
2029
15
540.224
2030
16
569.425
97,8%
95,6%
93,6%
91,7%
89,9%
88,1%
86,5%
84,8%
83,3%
81,7%
80,3%
78,8%
77,5%
76,1%
75,2%
74,2%
34.200
39,0%
68.400
39,0%
102.600
39,0%
136.800
39,0%
171.000
39,0%
205.200
39,0%
239.400
39,0%
273.600
39,0%
307.800
39,0%
342.000
39,0%
376.200
39,0%
410.400
39,0%
444.600
39,0%
478.800
39,0%
506.160
38,5%
533.520
38,1%
R$ 2.261,38 R$ 4.483,31 R$ 6.663,26
R$ 8.798,54 R$ 10.886,29 R$ 12.923,45 R$ 14.906,79 R$ 16.832,86 R$ 18.697,98 R$ 20.498,25 R$ 22.229,52 R$ 23.887,35 R$ 25.467,04 R$ 26.963,59 R$ 28.371,66 R$ 29.685,58
R$ 2.854,41 R$ 5.655,57 R$ 8.400,05 R$ 11.084,23 R$ 13.704,24 R$ 16.255,96 R$ 18.735,02 R$ 21.136,76 R$ 23.456,23 R$ 25.688,14 R$ 27.826,90 R$ 29.866,52 R$ 31.800,66 R$ 33.622,55 R$ 35.324,99 R$ 36.900,33
R$ 477,66
R$ 955,32 R$ 1.432,97
R$ 1.910,63
R$ 2.388,29
R$ 2.865,95
R$ 3.343,60
R$ 3.821,26
R$ 4.298,92
R$ 4.776,58
R$ 5.254,23
R$ 5.731,89
R$ 6.209,55
R$ 6.687,21
R$ 7.069,33
R$ 7.451,46
205,788
205,211
204,610
203,983
203,328
202,646
201,933
201,190
200,413
199,602
198,756
197,871
196,947
195,981
195,719
195,307
223,128
222,350
221,538
220,691
219,808
218,886
217,924
216,920
215,872
214,777
213,634
212,440
211,192
209,888
209,456
208,830
Fonte: Elaboração própria
217
TABELA 70 - ROTA 2 – RESULTADOS COMPLETOS PARA MICRORREGIÃO DE UBERABA/MG
Rota 2
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
Unidades em operação
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
Biomassa consumida [t]
73.003
146.007
219.010
292.013
365.016
438.020
496.422
554.825
613.227
671.630
730.033
Percentual de biomassa
disponível [%]
95,5%
91,3%
87,2%
83,4%
79,8%
76,3%
73,7%
71,2%
68,7%
66,4%
64,1%
Energia Elétrica Gerada
[MWh]
102.600
205.200
307.800
410.400
513.000
615.600
697.680
779.760
861.840
943.920
1.026.000
Fator de Capacidade [%]
39,0%
39,0%
39,0%
39,0%
39,0%
39,0%
37,9%
37,1%
36,4%
35,9%
35,5%
2026
12
788.435
2027
13
861.438
2028
14
919.841
2029
15
978.244
2030
16
1.036.646
61,9%
59,1%
57,0%
55,0%
53,1%
1.108.080
35,1%
1.210.680
35,4%
1.292.760
35,1%
1.374.840
34,9%
1.456.920
34,6%
Despesas financeiras e
operacionais anuais [kR$] R$ 11.591,65 R$ 22.976,65 R$ 34.141,75 R$ 45.072,87 R$ 55.755,00 R$ 66.172,18 R$ 76.307,43 R$ 86.142,67 R$ 95.658,68 R$ 104.834,99 R$ 113.649,84 R$ 122.080,04 R$ 130.100,94 R$ 137.686,31 R$ 141.674,24 R$ 145.169,01
Despesas financeiras e
operacionais com conexão
a rede anuais [kR$]
R$ 13.747,06 R$ 27.235,81 R$ 40.449,69 R$ 53.371,09 R$ 65.981,25 R$ 78.260,22 R$ 90.186,78 R$ 101.738,34 R$ 112.890,85 R$ 123.618,74 R$ 133.894,80 R$ 143.690,05 R$ 152.973,68 R$ 161.712,89 R$ 165.955,30 R$ 169.581,26
Despesas anuais com
biomassa [kR$]
R$ 9.553,15 R$ 19.106,30 R$ 28.659,46 R$ 38.212,61 R$ 47.765,76 R$ 57.318,91 R$ 64.961,43 R$ 72.603,96 R$ 80.246,48 R$ 87.889,00 R$ 95.531,52 R$ 103.174,04 R$ 112.727,20 R$ 120.369,72 R$ 128.012,24 R$ 135.654,76
Custo da eletricidade
[R$/MWh]
Custo da eletricidade com
conexão a rede [R$/MWh]
206,090
205,083
204,033
202,937
201,795
200,603
202,484
203,584
204,104
204,174
203,880
203,283
200,572
199,616
196,158
192,752
227,098
225,839
224,526
223,157
221,729
220,239
222,377
223,585
224,099
224,074
223,612
222,785
219,464
218,202
213,819
209,508
Fonte: Elaboração própria
218
TABELA 71 - ROTA 3 – RESULTADOS COMPLETOS PARA MICRORREGIÃO DE UBERABA/MG
Rota 3
Unidades em operação
Biomassa consumida [t]
Percentual de biomassa
disponível [%]
Syngas [m³]
Energia Elétrica Gerada
[MWh]
Fator de Capacidade [%]
Despesas financeiras e
operacionais anuais [kR$]
Despesas financeiras e
operacionais com conexão
a rede anuais [kR$]
Despesas anuais com
biomassa [kR$]
Custo da eletricidade
[R$/MWh]
Custo da eletricidade com
conexão a rede [R$/MWh]
2015
3
7.998
2016
6
14.997
2017
9
20.995
2018
12
26.994
2019
15
32.326
2020
18
37.991
2021
21
42.990
2022
24
47.989
2023
27
52.988
2024
30
58.320
2025
33
63.319
2026
36
68.318
2027
39
74.316
2028
42
79.315
2029
45
84.314
2030
48
89.313
99,5%
15.996.343
99,1%
29.993.143
98,8%
41.990.400
98,5%
53.987.657
98,2%
64.651.886
97,9%
75.982.629
97,7%
85.980.343
97,5%
95.978.057
97,3%
105.975.771
97,1%
116.640.000
96,9%
126.637.714
96,7%
136.635.429
96,5%
148.632.686
96,3%
158.630.400
96,1%
168.628.114
96,0%
178.625.829
7.620
58,0%
14.288
54,4%
20.004
50,7%
25.719
48,9%
30.799
46,9%
36.197
45,9%
40.960
44,5%
45.723
43,5%
50.486
42,7%
55.566
42,3%
60.329
41,7%
65.092
41,3%
70.807
41,5%
75.570
41,1%
80.333
40,8%
85.095
40,5%
R$ 1.104,15
R$ 2.192,07
R$ 3.262,74
R$ 4.315,04
R$ 5.347,81
R$ 6.359,77
R$ 7.349,61
R$ 8.315,91
R$ 9.257,15
R$ 10.171,73
R$ 11.057,93
R$ 11.913,95
R$ 12.737,85
R$ 13.527,56
R$ 14.280,90
R$ 14.995,54
R$ 1.283,06
R$ 2.545,84
R$ 3.787,05
R$ 5.005,31
R$ 6.199,13
R$ 7.366,97
R$ 8.507,14
R$ 9.617,88
R$ 10.697,31
R$ 11.743,41
R$ 12.754,04
R$ 13.726,94
R$ 14.659,69
R$ 15.549,70
R$ 16.394,25
R$ 17.190,42
R$ 1.046,63
R$ 1.962,44
R$ 2.747,42
R$ 3.532,39
R$ 4.230,15
R$ 4.971,51
R$ 5.625,66
R$ 6.279,81
R$ 6.933,96
R$ 7.631,71
R$ 8.285,86
R$ 8.940,00
R$ 9.724,98
R$ 10.379,13
R$ 11.033,27
R$ 11.687,42
282,237
290,761
300,451
305,121
310,978
313,043
316,779
319,221
320,707
320,402
320,639
320,379
317,240
316,353
315,117
313,565
305,715
315,520
326,662
331,959
338,619
340,868
345,038
347,697
349,233
348,687
348,754
348,232
344,382
343,111
341,425
339,359
Fonte: Elaboração própria
219
TABELA 72 - ROTA 4 – RESULTADOS COMPLETOS PARA MICRORREGIÃO DE UBERABA/MG
Rota 4
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
Unidades em operação
3
6
9
12
15
18
21
24
27
30
33
Biomassa consumida [t]
13.330
24.237
33.932
43.020
52.109
61.198
70.287
81.194
90.282
99.371
108.460
Percentual de biomassa
disponível [%]
99,2%
98,6%
98,0%
97,5%
97,1%
96,7%
96,3%
95,8%
95,4%
95,0%
94,7%
Syngas [m³]
29.393.280 53.442.327 74.819.258 94.860.131 114.901.004 134.941.876 154.982.749 179.031.796 199.072.669 219.113.542 239.154.415
Energia Elétrica Gerada
[MWh]
13.971
25.402
35.562
45.088
54.613
64.139
73.665
85.095
94.621
104.147
113.672
Fator de Capacidade [%]
53,2%
48,3%
45,1%
42,9%
41,6%
40,7%
40,0%
40,5%
40,0%
39,6%
39,3%
Despesas financeiras e
operacionais anuais [kR$]
Despesas financeiras e
operacionais com conexão
a rede anuais [kR$]
Despesas anuais com
biomassa [kR$]
Custo da eletricidade
[R$/MWh]
Custo da eletricidade com
conexão a rede [R$/MWh]
2026
36
117.549
2027
39
126.638
2028
42
136.332
2029
45
145.421
2030
48
154.510
94,3%
259.195.287
94,0%
279.236.160
93,6%
300.613.091
93,3%
320.653.964
93,0%
340.694.836
123.198
39,1%
132.723
38,8%
142.884
38,8%
152.410
38,7%
161.935
38,5%
R$ 2.613,29
R$ 5.188,19
R$ 7.722,24 R$ 10.212,83 R$ 12.657,16 R$ 15.052,28 R$ 17.395,03 R$ 19.682,05
R$ 21.909,77 R$ 24.074,39
R$ 26.171,87 R$ 28.197,89 R$ 30.147,88 R$ 32.016,97
R$ 33.799,97
R$ 35.491,37
R$ 3.036,73
R$ 6.025,48
R$ 8.963,17 R$ 11.846,53 R$ 14.672,08 R$ 17.436,10 R$ 20.134,66 R$ 22.763,57
R$ 25.318,34 R$ 27.794,24
R$ 30.186,21 R$ 32.488,86 R$ 34.696,48 R$ 36.802,97
R$ 38.801,84
R$ 40.686,21
R$ 1.744,39
R$ 3.171,62
R$ 4.440,27
R$ 5.629,63
R$ 6.818,98
R$ 8.008,34
R$ 11.814,29 R$ 13.003,64
R$ 14.193,00 R$ 15.382,36 R$ 16.571,72 R$ 17.840,36
R$ 19.029,72
R$ 20.219,08
311,911
329,106
342,006
351,369
356,618
359,541
360,997
356,153
356,412
356,018
355,099
353,742
352,007
348,936
346,630
344,029
342,221
362,068
376,901
387,602
393,512
396,708
398,188
392,366
392,436
391,735
390,414
388,572
386,279
382,431
379,448
376,109
R$ 9.197,70 R$ 10.624,93
Fonte: Elaboração própria
220
TABELA 73 - ROTA 5 – RESULTADOS COMPLETOS PARA MICRORREGIÃO DE UBERABA/MG
Rota 5
Unidades em operação
Biomassa consumida [t]
Percentual de biomassa
disponível [%]
Produção de Pellet [t]
Produção de Pellet
excedente [t]
Produção de syngas [m³]
Energia Elétrica Gerada
[MWh]
Fator de Capacidade [%]
Despesas financeiras e
operacionais anuais [kR$]
Despesas financeiras e
operacionais com conexão
a rede anuais [kR$]
Despesas anuais com
biomassa [kR$]
Receitas anuais com venda
de pellet excedente [kR$]
Custo da eletricidade
[R$/MWh]
Custo da eletricidade com
conexão a rede [R$/MWh]
Custo da eletricidade c/ fert
[R$/MWh]
Custo da eletricidade com
conexão a rede c/
fert[R$/MWh]
2015
3
28.648
2016
6
50.476
2017
9
70.939
2018
12
91.402
2019
15
111.865
2020
18
133.693
2021
21
154.156
2022
24
174.619
2023
27
195.082
2024
30
215.545
2025
33
236.008
2026
36
256.472
2027
39
276.935
2028
42
297.398
2029
45
317.861
2030
48
341.053
98,2%
27.216
97,0%
47.952
95,9%
67.392
94,8%
86.832
93,8%
106.272
92,8%
127.008
91,8%
146.448
90,9%
165.888
90,1%
185.328
89,2%
204.768
88,4%
224.208
87,6%
243.648
86,8%
263.088
86,1%
282.528
85,4%
301.968
84,6%
324.000
8.040
81.648.000
14.166
143.856.000
19.910
202.176.000
25.653
260.496.000
31.396
318.816.000
37.522
381.024.000
43.265
439.344.000
49.008
497.664.000
54.751
555.984.000
60.494
614.304.000
66.237
672.624.000
71.981
730.944.000
77.724
789.264.000
83.467
847.584.000
89.210
905.904.000
95.719
972.000.000
25.583
48,7%
45.075
42,9%
63.348
40,2%
81.622
38,8%
99.896
38,0%
119.388
37,9%
137.661
37,4%
155.935
37,1%
174.208
36,8%
192.482
36,6%
210.756
36,5%
229.029
36,3%
247.303
36,2%
265.576
36,1%
283.850
36,0%
304.560
36,2%
R$ 6.448,84 R$ 12.800,82 R$ 19.049,74
R$ 25.188,98
R$ 31.211,51
R$ 37.109,86
R$ 42.876,07
R$ 48.501,66
R$ 53.977,63
R$ 59.294,37
R$ 64.441,69
R$ 69.408,72
R$ 74.183,91
R$ 78.754,95
R$ 83.108,78
R$ 87.231,45
R$ 7.517,30 R$ 14.913,53 R$ 22.180,92
R$ 29.311,22
R$ 36.295,64
R$ 43.124,83
R$ 49.788,84
R$ 56.277,08
R$ 62.578,28
R$ 68.680,46
R$ 74.570,86
R$ 80.235,90
R$ 85.661,13
R$ 90.831,19
R$ 95.729,72 R$ 100.339,32
R$ 3.748,91
R$ 6.605,22
R$ 9.283,02
R$ 11.960,81
R$ 14.638,60
R$ 17.494,92
R$ 20.172,71
R$ 22.850,50
R$ 25.528,30
R$ 28.206,09
R$ 30.883,89
R$ 33.561,68
R$ 36.239,47
R$ 38.917,27
R$ 41.595,06
R$ 44.629,89
R$ 1.608,08
R$ 2.833,28
R$ 3.981,90
R$ 5.130,53
R$ 6.279,16
R$ 7.504,36
R$ 8.652,98
R$ 9.801,61
R$ 10.950,24
R$ 12.098,86
R$ 13.247,49
R$ 14.396,12
R$ 15.544,74
R$ 16.693,37
R$ 17.841,99
R$ 19.143,77
398,614
430,529
447,252
455,144
458,980
457,374
458,000
457,577
456,384
454,591
452,304
449,595
446,511
443,083
439,330
432,957
440,378
477,400
496,680
505,648
509,874
507,756
508,216
507,440
505,754
503,354
500,365
496,869
492,921
488,554
483,794
475,996
335,757
367,672
384,395
392,287
396,123
394,517
395,143
394,720
393,527
391,733
389,447
386,738
383,654
380,225
376,473
370,100
377,521
414,543
433,823
442,791
447,017
444,899
445,359
444,583
442,897
440,497
437,508
434,012
430,063
425,697
420,936
413,138
Fonte: Elaboração própria
221
TABELA 74 - ROTA 6 – RESULTADOS COMPLETOS PARA MICRORREGIÃO DE UBERABA/MG
Rota 6
Unidades em operação
Biomassa consumida [t]
Percentual de biomassa
disponível [%]
Produção de Pellet [t]
Produção de Pellet
excedente [t]
Produção de syngas [m³]
Energia Elétrica Gerada
[MWh]
Fator de Capacidade [%]
Despesas financeiras e
operacionais anuais [kR$]
Despesas financeiras e
operacionais com conexão
a rede anuais [kR$]
Despesas anuais com
biomassa [kR$]
Receitas anuais com venda
de pellet excedente [kR$]
Custo da eletricidade
[R$/MWh]
Custo da eletricidade com
conexão a rede [R$/MWh]
Custo da eletricidade c/ fert
[R$/MWh]
Custo da eletricidade com
conexão a rede c/
fert[R$/MWh]
2015
1
48.206
2016
2
96.412
2017
3
144.619
2018
4
192.825
2019
5
241.031
2020
6
289.237
2021
7
337.443
2022
8
385.649
2023
9
433.856
2024
10
482.062
2025
11
530.268
2026
12
568.833
2027
13
607.398
2028
14
645.963
2029
15
684.528
2030
16
732.734
97,0%
45.796
94,2%
91.592
91,6%
137.388
89,0%
183.184
86,7%
228.979
84,3%
274.775
82,1%
320.571
80,0%
366.367
77,9%
412.163
75,9%
457.959
73,9%
503.755
72,5%
540.391
71,2%
577.028
69,8%
613.665
68,5%
650.301
66,8%
696.097
3.263
137.387.628
6.526
274.775.256
9.789
412.162.884
13.052
549.550.512
16.315
686.938.140
19.578
824.325.768
56.376
35,8%
112.752
35,8%
169.128
35,8%
225.504
35,8%
281.880
35,8%
338.256
35,8%
22.842
26.105
29.368
32.631
35.894
38.504
41.115
43.725
46.336
49.599
961.713.396 1.099.101.024 1.236.488.652 1.373.876.280 1.511.263.908 1.621.174.011 1.731.084.113 1.840.994.215 1.950.904.318 2.088.291.946
394.632
35,8%
451.008
35,8%
507.384
35,8%
563.760
35,8%
620.136
35,8%
665.237
35,2%
710.338
34,7%
755.438
34,2%
800.539
33,8%
856.915
34,0%
R$ 25.827,35 R$ 51.264,36 R$ 76.286,01 R$ 100.865,67 R$ 124.975,00 R$ 148.583,87 R$ 171.660,19 R$ 194.169,83 R$ 216.076,45 R$ 237.341,42 R$ 257.923,59 R$ 277.779,21 R$ 296.861,69 R$ 315.121,48 R$ 332.505,85 R$ 348.958,68
R$ 29.966,69 R$ 59.445,45 R$ 88.405,01 R$ 116.812,08 R$ 144.631,25 R$ 171.824,84 R$ 198.352,74 R$ 224.172,28 R$ 249.238,07 R$ 273.501,77 R$ 296.911,99 R$ 319.414,01 R$ 340.949,61 R$ 361.456,85 R$ 380.869,81 R$ 399.118,35
R$ 6.308,23 R$ 12.616,45 R$ 18.924,68
R$ 25.232,90
R$ 31.541,13
R$ 37.849,35
R$ 44.157,58
R$ 50.465,80
R$ 56.774,03
R$ 63.082,25
R$ 69.390,48
R$ 74.437,06
R$ 79.483,64
R$ 84.530,22
R$ 89.576,80
R$ 95.885,03
R$ 652,62
R$ 1.305,23
R$ 1.957,85
R$ 2.610,47
R$ 3.263,08
R$ 3.915,70
R$ 4.568,31
R$ 5.220,93
R$ 5.873,55
R$ 6.526,16
R$ 7.178,78
R$ 7.700,87
R$ 8.222,97
R$ 8.745,06
R$ 9.267,15
R$ 9.919,77
570,022
566,560
562,950
559,186
555,258
551,160
546,884
542,420
537,759
532,893
527,810
529,460
529,812
529,033
527,248
519,122
643,446
639,119
634,606
629,900
624,991
619,868
614,523
608,943
603,117
597,034
590,681
592,046
591,878
590,369
587,662
577,657
558,446
554,984
551,374
547,609
543,682
539,584
535,307
530,844
526,183
521,317
516,234
517,884
518,236
517,457
515,672
507,546
631,870
627,542
623,030
618,324
613,415
608,292
602,947
597,367
591,541
585,458
579,105
580,470
580,302
578,792
576,086
566,081
Fonte: Elaboração própria
222
MICRORREGIÃO DE SANTA MARIA DA VITÓRIA/BA
TABELA 75 - ROTA 1 – RESULTADOS COMPLETOS PARA MICRORREGIÃO DE SANTA MARIA DA VITÓRIA/BA
Rota 1
Unidades em operação
Biomassa consumida [t]
Percentual de biomassa
disponível [%]
Energia Elétrica Gerada
[MWh]
Fator de Capacidade [%]
Despesas financeiras e
operacionais anuais [kR$]
Despesas financeiras e
operacionais com conexão
a rede anuais [kR$]
Despesas anuais com
biomassa [kR$]
Custo da eletricidade
[R$/MWh]
Custo da eletricidade com
conexão a rede [R$/MWh]
2015
1
51.102
2016
2
102.205
2017
3
153.307
2018
4
204.409
2019
5
255.511
2020
6
306.614
2021
7
357.716
2022
8
408.818
2023
9
459.921
2024
10
511.023
2025
11
562.125
2026
12
613.227
2027
13
664.330
2028
14
715.432
2029
15
766.534
2030
16
824.937
97,0%
94,3%
92,2%
90,7%
89,4%
88,2%
87,9%
87,7%
87,5%
87,5%
87,3%
87,0%
86,5%
85,5%
84,5%
83,3%
47.880
54,7%
95.760
54,7%
143.640
54,7%
191.520
54,7%
239.400
54,7%
287.280
54,7%
335.160
54,7%
383.040
54,7%
430.920
54,7%
478.800
54,7%
526.680
54,7%
574.560
54,7%
622.440
54,7%
670.320
54,7%
718.200
54,7%
772.920
55,1%
R$ 2.261,38
R$ 4.483,31
R$ 6.663,26
R$ 8.798,54 R$ 10.886,29 R$ 12.923,45 R$ 14.906,79 R$ 16.832,86
R$ 18.697,98 R$ 20.498,25
R$ 22.229,52 R$ 23.887,35 R$ 25.467,04 R$ 26.963,59
R$ 28.371,66
R$ 29.685,58
R$ 2.854,41
R$ 5.655,57
R$ 8.400,05 R$ 11.084,23 R$ 13.704,24 R$ 16.255,96 R$ 18.735,02 R$ 21.136,76
R$ 23.456,23 R$ 25.688,14
R$ 27.826,90 R$ 29.866,52 R$ 31.800,66 R$ 33.622,55
R$ 35.324,99
R$ 36.900,33
R$ 7.011,58 R$ 14.023,16 R$ 21.034,73 R$ 28.046,31 R$ 35.057,89 R$ 42.069,47 R$ 49.081,04 R$ 56.092,62
R$ 63.104,20 R$ 70.115,78
R$ 77.127,36 R$ 84.138,93 R$ 91.150,51 R$ 98.162,09 R$ 105.173,67 R$ 113.186,90
193,671
193,259
192,829
192,381
191,914
191,426
190,917
190,386
189,831
189,252
188,648
188,016
187,355
186,666
185,944
184,848
206,057
205,500
204,921
204,316
203,685
203,026
202,339
201,622
200,874
200,092
199,275
198,422
197,531
196,600
195,626
194,182
Fonte: Elaboração própria
223
TABELA 76 - ROTA 2 – RESULTADOS COMPLETOS PARA MICRORREGIÃO DE SANTA MARIA DA VITÓRIA/BA
Rota 2
Unidades em operação
Biomassa consumida [t]
Percentual de biomassa
disponível [%]
Energia Elétrica Gerada
[MWh]
Fator de Capacidade [%]
2015
1
102.205
2016
2
204.409
2017
3
306.614
2018
4
408.818
2019
5
511.023
2020
6
613.227
2021
7
715.432
2022
8
817.637
2023
9
919.841
2024
10
1.022.046
2025
11
1.124.250
2026
12
1.226.455
2027
13
1.328.659
2028
14
1.430.864
2029
15
1.533.068
2030
16
1.635.273
94,0%
88,7%
84,5%
81,3%
78,8%
76,5%
75,9%
75,3%
75,0%
75,1%
74,5%
73,9%
72,9%
71,0%
68,9%
66,9%
143.640
54,7%
287.280
54,7%
430.920
54,7%
574.560
54,7%
718.200
54,7%
861.840
54,7%
1.005.480
54,7%
1.149.120
54,7%
1.292.760
54,7%
1.436.400
54,7%
1.580.040
54,7%
1.723.680
54,7%
1.867.320
54,7%
2.010.960
54,7%
2.154.600
54,7%
2.298.240
54,7%
Despesas financeiras e
operacionais anuais [kR$] R$ 11.591,65 R$ 22.976,65 R$ 34.141,75 R$ 45.072,87 R$ 55.755,00 R$ 66.172,18 R$ 76.307,43 R$ 86.142,67 R$ 95.658,68 R$ 104.834,99 R$ 113.649,84 R$ 122.080,04 R$ 130.100,94 R$ 137.686,31 R$ 141.674,24 R$ 145.169,01
Despesas financeiras e
operacionais com conexão
a rede anuais [kR$]
R$ 13.747,06 R$ 27.235,81 R$ 40.449,69 R$ 53.371,09 R$ 65.981,25 R$ 78.260,22 R$ 90.186,78 R$ 101.738,34 R$ 112.890,85 R$ 123.618,74 R$ 133.894,80 R$ 143.690,05 R$ 152.973,68 R$ 161.712,89 R$ 165.955,30 R$ 169.581,26
Despesas anuais com
biomassa [kR$]
R$ 14.023,16 R$ 28.046,31 R$ 42.069,47 R$ 56.092,62 R$ 70.115,78 R$ 84.138,93 R$ 98.162,09 R$ 112.185,24 R$ 126.208,40 R$ 140.231,56 R$ 154.254,71 R$ 168.277,87 R$ 182.301,02 R$ 196.324,18 R$ 210.347,33 R$ 224.370,49
Custo da eletricidade
[R$/MWh]
Custo da eletricidade com
conexão a rede [R$/MWh]
178,326
177,607
176,857
176,075
175,259
174,407
173,519
172,591
171,623
170,612
169,556
168,452
167,300
166,095
163,381
160,792
193,332
192,433
191,495
190,517
189,497
188,433
187,322
186,163
184,953
183,689
182,368
180,989
179,549
178,043
174,651
171,415
Fonte: Elaboração própria
224
TABELA 77 - ROTA 3 – RESULTADOS COMPLETOS PARA MICRORREGIÃO DE SANTA MARIA DA VITÓRIA/BA
Rota 3
Unidades em operação
Biomassa consumida [t]
Percentual de biomassa
disponível [%]
Syngas [m³]
Energia Elétrica Gerada
[MWh]
Fator de Capacidade [%]
Despesas financeiras e
operacionais anuais [kR$]
Despesas financeiras e
operacionais com conexão
a rede anuais [kR$]
Despesas anuais com
biomassa [kR$]
Custo da eletricidade
[R$/MWh]
Custo da eletricidade com
conexão a rede [R$/MWh]
2015
3
7.998
2016
6
15.663
2017
9
22.328
2018
12
29.660
2019
15
36.992
2020
18
44.323
2021
21
51.655
2022
24
58.653
2028
42
103.310
2029
45
111.308
2030
48
119.306
99,5%
15.996.343
99,1%
31.326.171
98,9%
44.656.457
98,6%
59.319.771
98,5%
73.983.086
98,1%
98,1%
98,1%
97,9%
163.962.514 178.625.829 191.289.600 206.619.429
97,7%
222.615.771
97,6%
238.612.114
7.620
58,0%
14.923
56,8%
21.274
54,0%
28.259
53,8%
35.245
53,6%
42.230
53,6%
49.216
53,5%
55.884
53,2%
62.869
53,2%
70.489
53,6%
98.431
53,5%
106.052
53,8%
113.672
54,1%
R$ 1.082,81
R$ 2.149,40
R$ 3.198,73
R$ 4.229,69
R$ 5.241,12
R$ 6.231,75
R$ 7.200,25
R$ 8.145,20
R$ 9.065,11
R$ 9.958,35
R$ 10.823,22 R$ 11.657,90 R$ 12.460,46 R$ 13.228,83
R$ 13.697,22
R$ 14.126,91
R$ 1.256,38
R$ 2.492,50
R$ 3.707,03
R$ 4.898,62
R$ 6.065,77
R$ 7.206,93
R$ 8.320,44
R$ 9.404,51
R$ 10.457,26 R$ 11.476,68
R$ 12.460,65 R$ 13.406,87 R$ 14.312,95 R$ 15.176,29
R$ 15.664,65
R$ 16.104,64
R$ 1.097,40
R$ 2.149,08
R$ 3.063,58
R$ 4.069,54
R$ 5.075,49
R$ 6.081,44
R$ 7.087,39
R$ 8.047,62
R$ 9.053,58 R$ 10.150,98
R$ 11.248,38 R$ 12.254,33 R$ 13.123,11 R$ 14.174,79
R$ 15.272,19
R$ 16.369,60
286,099
288,035
294,367
293,682
292,714
291,573
290,307
289,760
288,198
285,281
282,571
281,005
280,742
278,404
273,163
268,285
308,877
311,026
318,260
317,352
316,111
314,665
313,068
312,295
310,341
306,821
303,534
301,558
301,071
298,189
291,715
285,683
98,3%
98,3%
98,2%
88.646.400 103.309.714 117.306.514
2023
27
65.985
2024
30
73.983
98,2%
98,2%
131.969.829 147.966.171
2025
33
81.981
78.110
54,0%
2026
36
89.313
85.095
54,0%
2027
39
95.645
91.128
53,3%
Fonte: Elaboração própria
225
TABELA 78 - ROTA 4 – RESULTADOS COMPLETOS PARA MICRORREGIÃO DE SANTA MARIA DA VITÓRIA/BA
Rota 4
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
Unidades em operação
3
6
9
12
15
18
21
24
27
30
33
36
39
Biomassa consumida [t]
13.936
27.266
39.385
52.109
65.440
78.770
91.494
104.219
117.549
130.879
144.815
158.146
170.264
Percentual de biomassa
disponível [%]
99,2%
98,5%
98,0%
97,6%
97,3%
97,0%
96,9%
96,9%
96,8%
96,8%
96,7%
96,6%
96,5%
Syngas [m³]
30.729.338 60.122.618 86.843.782 114.901.004 144.294.284 173.687.564 201.744.785 229.802.007 259.195.287 288.588.567 319.317.905 348.711.185 375.432.349
Energia Elétrica Gerada
[MWh]
14.606
28.577
41.278
54.613
68.584
82.555
95.891
109.227
123.198
137.169
151.775
165.745
178.446
Fator de Capacidade [%]
55,6%
54,4%
52,4%
52,0%
52,2%
52,4%
52,1%
52,0%
52,1%
52,2%
52,5%
52,6%
52,2%
Despesas financeiras e
operacionais anuais [kR$]
Despesas financeiras e
operacionais com conexão
a rede anuais [kR$]
Despesas anuais com
biomassa [kR$]
Custo da eletricidade
[R$/MWh]
Custo da eletricidade com
conexão a rede [R$/MWh]
2028
42
183.594
2029
45
196.925
2030
48
210.861
96,3%
404.825.629
96,0%
434.218.909
95,7%
464.948.247
192.417
52,3%
206.388
52,4%
220.994
52,6%
R$ 2.562,78
R$ 5.087,18
R$ 7.570,73 R$ 10.010,82 R$ 12.404,65 R$ 14.749,27 R$ 17.041,51 R$ 19.278,03
R$ 21.455,25 R$ 23.569,37
R$ 25.616,34 R$ 27.591,86 R$ 29.491,35 R$ 31.309,94
R$ 32.418,53
R$ 33.435,51
R$ 2.973,60
R$ 5.899,23
R$ 8.773,79 R$ 11.594,02 R$ 14.356,44 R$ 17.057,33 R$ 19.692,77 R$ 22.258,54
R$ 24.750,19 R$ 27.162,96
R$ 29.491,80 R$ 31.731,32 R$ 33.875,81 R$ 35.919,17
R$ 37.075,03
R$ 38.116,38
R$ 1.912,14
R$ 3.741,15
R$ 5.403,88
R$ 7.149,75
R$ 16.128,50 R$ 17.957,50
R$ 19.869,65 R$ 21.698,65 R$ 23.361,38 R$ 25.190,39
R$ 27.019,39
R$ 28.931,53
306,378
308,933
314,326
314,219
311,783
309,575
308,633
307,411
305,068
302,743
299,694
297,387
296,183
293,635
287,991
282,212
334,505
337,350
343,471
343,208
340,241
337,533
336,282
334,698
331,814
328,942
325,229
322,362
320,753
317,589
310,553
303,393
R$ 8.978,75 R$ 10.807,76 R$ 12.553,63 R$ 14.299,49
Fonte: Elaboração própria
226
TABELA 79 - ROTA 5 – RESULTADOS COMPLETOS PARA MICRORREGIÃO DE SANTA MARIA DA VITÓRIA/BA
Rota 5
Unidades em operação
Biomassa consumida [t]
Percentual de biomassa
disponível [%]
Produção de Pellet [t]
Produção de Pellet
excedente [t]
Produção de syngas [m³]
Energia Elétrica Gerada
[MWh]
Fator de Capacidade [%]
Despesas financeiras e
operacionais anuais [kR$]
Despesas financeiras e
operacionais com conexão
a rede anuais [kR$]
Despesas anuais com
biomassa [kR$]
Receitas anuais com venda
de pellet excedente [kR$]
Custo da eletricidade
[R$/MWh]
Custo da eletricidade com
conexão a rede [R$/MWh]
Custo da eletricidade c/ fert
[R$/MWh]
Custo da eletricidade com
conexão a rede c/
fert[R$/MWh]
2015
3
30.013
2016
6
60.025
2017
9
87.309
2018
12
115.958
2019
15
145.971
2020
18
174.619
2021
21
203.267
2022
24
233.280
2023
27
261.928
2024
30
291.941
2025
33
321.954
2026
36
351.966
2027
39
379.251
2028
42
407.899
2029
45
437.912
2030
48
469.288
98,2%
28.512
96,7%
57.024
95,6%
82.944
94,7%
110.160
93,9%
138.672
93,3%
165.888
93,1%
193.104
93,0%
221.616
92,9%
248.832
92,9%
277.344
92,7%
305.856
92,5%
334.368
92,3%
360.288
91,7%
387.504
91,1%
416.016
90,5%
445.824
8.423
85.536.000
16.847
171.072.000
24.504
248.832.000
32.544
330.480.000
40.968
416.016.000
49.008
497.664.000
57.048
579.312.000
65.472
664.848.000
73.512
746.496.000
81.935
832.032.000
26.801
51,0%
53.603
51,0%
77.967
49,4%
103.550
49,3%
130.352
49,6%
155.935
49,4%
181.518
49,3%
208.319
49,5%
233.902
49,4%
260.703
49,6%
287.505
49,7%
314.306
49,8%
338.671
49,6%
364.254
49,5%
391.055
49,6%
419.075
49,8%
R$ 6.321,41 R$ 12.545,96 R$ 18.667,44
R$ 24.679,25
R$ 30.574,36
R$ 36.345,28
R$ 41.984,06
R$ 47.482,22
R$ 52.830,75
R$ 58.020,07
R$ 63.039,95
R$ 67.879,56
R$ 72.527,31
R$ 76.970,93
R$ 79.623,05
R$ 82.044,01
R$ 7.358,01 R$ 14.594,95 R$ 21.703,06
R$ 28.674,07
R$ 35.499,20
R$ 42.169,10
R$ 48.673,82
R$ 55.002,78
R$ 61.144,69
R$ 67.087,58
R$ 72.818,69
R$ 78.324,44
R$ 83.590,39
R$ 88.601,17
R$ 91.372,56
R$ 93.855,02
R$ 4.117,94
R$ 8.235,87 R$ 11.979,45
R$ 15.910,21
R$ 20.028,14
R$ 23.958,90
R$ 27.889,65
R$ 32.007,59
R$ 35.938,35
R$ 40.056,28
R$ 44.174,22
R$ 48.292,15
R$ 52.035,73
R$ 55.966,49
R$ 60.084,42
R$ 64.389,54
R$ 1.684,65
R$ 3.369,30
R$ 4.900,81
R$ 6.508,88
R$ 8.193,53
R$ 9.801,61
R$ 11.409,69
R$ 13.094,34
R$ 14.702,42
R$ 16.387,07
R$ 18.071,72
R$ 19.756,37
R$ 21.287,87
R$ 22.895,95
R$ 24.580,60
R$ 26.341,83
389,509
387,702
393,073
391,978
388,200
386,727
384,941
381,577
379,514
376,199
372,913
369,613
367,800
364,958
357,258
349,421
428,187
425,928
432,008
430,556
425,981
424,075
421,796
417,678
415,058
410,980
406,925
402,845
400,466
396,887
387,303
377,605
326,652
324,845
330,216
329,121
325,343
323,870
322,084
318,720
316,657
313,342
310,056
306,756
304,943
302,101
294,401
286,564
365,329
363,071
369,151
367,699
363,124
361,218
358,939
354,821
352,201
348,123
344,068
339,988
337,609
334,030
324,446
314,748
90.359
98.782
106.439
114.480
122.903
131.709
917.568.000 1.003.104.000 1.080.864.000 1.162.512.000 1.248.048.000 1.337.472.000
Fonte: Elaboração própria
227
TABELA 80 - ROTA 6 – RESULTADOS COMPLETOS PARA MICRORREGIÃO DE SANTA MARIA DA VITÓRIA/BA
Rota 6
Unidades em operação
Biomassa consumida [t]
Percentual de biomassa
disponível [%]
Produção de Pellet [t]
Produção de Pellet
excedente [t]
Produção de syngas [m³]
Energia Elétrica Gerada
[MWh]
Fator de Capacidade [%]
Despesas financeiras e
operacionais anuais [kR$]
Despesas financeiras e
operacionais com conexão
a rede anuais [kR$]
Despesas anuais com
biomassa [kR$]
Receitas anuais com venda
de pellet excedente [kR$]
Custo da eletricidade
[R$/MWh]
Custo da eletricidade com
conexão a rede [R$/MWh]
Custo da eletricidade c/ fert
[R$/MWh]
Custo da eletricidade com
conexão a rede c/
fert[R$/MWh]
2015
1
67.489
2016
2
134.977
2017
3
202.466
2018
4
269.955
2019
5
337.443
2020
6
404.932
2021
7
472.421
2022
8
539.909
2023
9
607.398
2024
10
674.887
2025
11
742.375
2026
12
809.864
2027
13
877.353
2028
14
944.841
2029
15
1.012.330
2030
16
1.079.819
96,0%
64.114
92,5%
128.228
89,8%
192.343
87,7%
256.457
86,0%
320.571
84,5%
384.685
84,1%
448.800
83,7%
512.914
83,5%
577.028
83,5%
641.142
83,2%
705.256
82,8%
769.371
82,1%
833.485
80,9%
897.599
79,5%
961.713
78,1%
1.025.828
4.568
192.342.679
9.137
384.685.358
13.705
577.028.038
18.273
769.370.717
78.926
50,1%
157.853
50,1%
236.779
50,1%
315.706
50,1%
R$ 25.363,71 R$ 50.337,07 R$ 74.895,07
22.842
27.410
31.978
36.547
41.115
45.683
50.251
54.820
59.388
63.956
68.525
73.093
961.713.396 1.154.056.075 1.346.398.755 1.538.741.434 1.731.084.113 1.923.426.792 2.115.769.471 2.308.112.151 2.500.454.830 2.692.797.509 2.885.140.188 3.077.482.868
394.632
50,1%
473.558
50,1%
552.485
50,1%
631.411
50,1%
710.338
50,1%
789.264
50,1%
868.190
50,1%
947.117
50,1%
1.026.043
50,1%
1.104.970
50,1%
1.183.896
50,1%
1.262.822
50,1%
R$ 99.011,07 R$ 122.656,76 R$ 145.801,98 R$ 168.414,66 R$ 190.460,64 R$ 211.903,62 R$ 232.704,94 R$ 252.823,47 R$ 272.215,43 R$ 290.834,27 R$ 308.630,41 R$ 319.823,20 R$ 330.084,45
R$ 29.387,13 R$ 58.286,33 R$ 86.666,33 R$ 114.493,84 R$ 141.733,45 R$ 168.347,48 R$ 194.295,82 R$ 219.535,80 R$ 244.022,03 R$ 267.706,17 R$ 290.536,83 R$ 312.459,29 R$ 333.415,33 R$ 353.343,01 R$ 365.016,50 R$ 375.525,56
R$ 9.259,90 R$ 18.519,80 R$ 27.779,70
R$ 37.039,60
R$ 46.299,50
R$ 55.559,39
R$ 64.819,29
R$ 74.079,19
R$ 83.339,09
R$ 92.598,99 R$ 101.858,89 R$ 111.118,79 R$ 120.378,69 R$ 129.638,59 R$ 138.898,49 R$ 148.158,39
R$ 913,66
R$ 1.827,33
R$ 2.740,99
R$ 3.654,65
R$ 4.568,31
R$ 5.481,98
R$ 6.395,64
R$ 7.309,30
R$ 8.222,97
R$ 9.136,63
R$ 10.050,29
R$ 10.963,96
R$ 11.877,62
R$ 12.791,28
R$ 13.704,94
R$ 14.618,61
438,682
436,209
433,631
430,942
428,136
425,209
422,155
418,966
415,637
412,161
408,531
404,738
400,775
396,634
387,468
378,709
489,659
486,568
483,345
479,983
476,477
472,818
469,000
465,014
460,853
456,508
451,970
447,229
442,276
437,099
425,641
414,693
427,106
424,633
422,055
419,365
416,560
413,633
410,578
407,390
404,061
400,585
396,954
393,162
389,199
385,058
375,892
367,133
478,083
474,992
471,769
468,407
464,901
461,242
457,423
453,438
449,277
444,932
440,394
435,653
430,700
425,523
414,065
403,117
Fonte: Elaboração própria
228
MICRORREGIÃO DE CAMPANHA OCIDENTAL/RS
TABELA 81 - ROTA 1 – RESULTADOS COMPLETOS PARA MICRORREGIÃO DE CAMPANHA OCIIDENTAL/RS
Rota 1
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
Unidades em operação
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
Biomassa consumida [t]
36.502
73.003
109.505
146.007
182.508
219.010
255.511
292.013
328.515
379.617
416.119
452.620
489.122
Percentual de biomassa
disponível [%]
99,2%
98,4%
97,7%
97,0%
96,3%
95,7%
95,2%
94,6%
94,1%
93,4%
93,0%
92,6%
92,2%
Energia Elétrica Gerada
[MWh]
34.200
68.400
102.600
136.800
171.000
205.200
239.400
273.600
307.800
355.680
389.880
424.080
458.280
Fator de Capacidade [%]
39,0%
39,0%
39,0%
39,0%
39,0%
39,0%
39,0%
39,0%
39,0%
40,6%
40,5%
40,3%
40,2%
Despesas financeiras e
operacionais anuais [kR$]
Despesas financeiras e
operacionais com conexão
a rede anuais [kR$]
Despesas anuais com
biomassa [kR$]
Custo da eletricidade
[R$/MWh]
Custo da eletricidade com
conexão a rede [R$/MWh]
2028
14
525.623
2029
15
562.125
2030
16
598.627
91,9%
91,6%
91,3%
492.480
40,2%
526.680
40,1%
560.880
40,0%
R$ 2.261,38
R$ 4.483,31
R$ 6.663,26
R$ 8.798,54 R$ 10.886,29 R$ 12.923,45 R$ 14.906,79 R$ 16.832,86
R$ 18.697,98 R$ 20.498,25
R$ 22.229,52 R$ 23.887,35 R$ 25.467,04 R$ 26.963,59
R$ 28.371,66
R$ 29.685,58
R$ 2.854,41
R$ 5.655,57
R$ 8.400,05 R$ 11.084,23 R$ 13.704,24 R$ 16.255,96 R$ 18.735,02 R$ 21.136,76
R$ 23.456,23 R$ 25.688,14
R$ 27.826,90 R$ 29.866,52 R$ 31.800,66 R$ 33.622,55
R$ 35.324,99
R$ 36.900,33
R$ 6.573,64 R$ 13.147,29 R$ 19.720,93 R$ 26.294,58 R$ 32.868,22 R$ 39.441,86 R$ 46.015,51 R$ 52.589,15
R$ 59.162,80 R$ 68.365,90
R$ 74.939,54 R$ 81.513,19 R$ 88.086,83 R$ 94.660,48 R$ 101.234,12 R$ 107.807,76
258,334
257,757
257,156
256,529
255,874
255,192
254,479
253,735
252,959
249,843
249,228
248,539
247,783
246,962
246,081
245,139
275,674
274,896
274,084
273,237
272,354
271,432
270,470
269,466
268,418
264,434
263,585
262,638
261,603
260,484
259,283
258,002
Fonte: Elaboração própria
229
TABELA 82 - ROTA 2 – RESULTADOS COMPLETOS PARA MICRORREGIÃO DE CAMPANHA OCIIDENTAL/RS
Rota 2
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
Unidades em operação
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
Biomassa consumida [t]
73.003
146.007
219.010
292.013
365.016
438.020
511.023
584.026
657.029
730.033
803.036
876.039
949.042
Percentual de biomassa
disponível [%]
98,3%
96,8%
95,3%
94,0%
92,7%
91,5%
90,3%
89,3%
88,3%
87,4%
86,5%
85,7%
84,9%
Energia Elétrica Gerada
[MWh]
102.600
205.200
307.800
410.400
513.000
615.600
718.200
820.800
923.400
1.026.000
1.128.600
1.231.200
1.333.800
Fator de Capacidade [%]
39,0%
39,0%
39,0%
39,0%
39,0%
39,0%
39,0%
39,0%
39,0%
39,0%
39,0%
39,0%
39,0%
2028
14
1.022.046
2029
15
1.095.049
2030
16
1.168.052
84,2%
83,6%
83,0%
1.436.400
39,0%
1.539.000
39,0%
1.641.600
39,0%
Despesas financeiras e
operacionais anuais [kR$] R$ 11.591,65 R$ 22.976,65 R$ 34.141,75 R$ 45.072,87 R$ 55.755,00 R$ 66.172,18 R$ 76.307,43 R$ 86.142,67 R$ 95.658,68 R$ 104.834,99 R$ 113.649,84 R$ 122.080,04 R$ 130.100,94 R$ 137.686,31 R$ 141.674,24 R$ 145.169,01
Despesas financeiras e
operacionais com conexão
a rede anuais [kR$]
R$ 13.747,06 R$ 27.235,81 R$ 40.449,69 R$ 53.371,09 R$ 65.981,25 R$ 78.260,22 R$ 90.186,78 R$ 101.738,34 R$ 112.890,85 R$ 123.618,74 R$ 133.894,80 R$ 143.690,05 R$ 152.973,68 R$ 161.712,89 R$ 165.955,30 R$ 169.581,26
Despesas anuais com
biomassa [kR$]
R$ 13.147,29 R$ 26.294,58 R$ 39.441,86 R$ 52.589,15 R$ 65.736,44 R$ 78.883,73 R$ 92.031,02 R$ 105.178,31 R$ 118.325,59 R$ 131.472,88 R$ 144.620,17 R$ 157.767,46 R$ 170.914,75 R$ 184.062,04 R$ 197.209,32 R$ 210.356,61
Custo da eletricidade
[R$/MWh]
Custo da eletricidade com
conexão a rede [R$/MWh]
241,120
240,113
239,063
237,968
236,825
235,633
234,389
233,091
231,735
230,320
228,841
227,297
225,683
223,996
220,197
216,573
262,128
260,869
259,557
258,188
256,760
255,270
253,715
252,091
250,397
248,627
246,779
244,849
242,831
240,723
235,974
231,444
Fonte: Elaboração própria
230
TABELA 83 - ROTA 3 – RESULTADOS COMPLETOS PARA MICRORREGIÃO DE CAMPANHA OCIIDENTAL/RS
Rota 3
Unidades em operação
Biomassa consumida [t]
Percentual de biomassa
disponível [%]
Syngas [m³]
Energia Elétrica Gerada
[MWh]
Fator de Capacidade [%]
Despesas financeiras e
operacionais anuais [kR$]
Despesas financeiras e
operacionais com conexão
a rede anuais [kR$]
Despesas anuais com
biomassa [kR$]
Custo da eletricidade
[R$/MWh]
Custo da eletricidade com
conexão a rede [R$/MWh]
2015
3
6.998
2016
6
13.997
2017
9
20.995
2018
12
27.994
2019
15
34.992
2020
18
41.990
2021
21
48.322
2022
24
53.321
2028
42
85.980
2029
45
91.646
2030
47
94.631
99,8%
13.996.800
99,7%
27.993.600
99,6%
41.990.400
99,4%
55.987.200
99,3%
69.984.000
99,2%
83.980.800
98,8%
98,8%
98,7%
98,7%
139.301.486 150.632.229 160.629.943 171.960.686
98,6%
183.291.429
98,6%
189.262.286
6.668
50,7%
13.336
50,7%
20.004
50,7%
26.672
50,7%
33.340
50,7%
40.008
50,7%
46.040
50,1%
50.803
48,3%
56.201
47,5%
61.599
46,9%
81.920
44,5%
87.318
44,3%
90.162
43,8%
R$ 1.082,81
R$ 2.149,40
R$ 3.198,73
R$ 4.229,69
R$ 5.241,12
R$ 6.231,75
R$ 7.200,25
R$ 8.145,20
R$ 9.065,11
R$ 9.958,35
R$ 10.823,22 R$ 11.657,90 R$ 12.460,46 R$ 13.140,96
R$ 13.609,35
R$ 13.765,97
R$ 1.256,38
R$ 2.492,50
R$ 3.707,03
R$ 4.898,62
R$ 6.065,77
R$ 7.206,93
R$ 8.320,44
R$ 9.404,51
R$ 10.457,26 R$ 11.476,68
R$ 12.460,65 R$ 13.406,87 R$ 14.312,95 R$ 15.066,45
R$ 15.554,82
R$ 15.685,84
R$ 1.260,35
R$ 2.520,71
R$ 3.781,06
R$ 5.041,42
R$ 6.301,77
R$ 7.562,13
R$ 8.702,45
R$ 9.602,70
R$ 10.622,99 R$ 11.643,27
R$ 12.543,53 R$ 13.563,81 R$ 14.464,07 R$ 15.484,35
R$ 16.504,64
R$ 17.042,29
351,408
350,192
348,924
347,601
346,222
344,782
345,407
349,346
350,315
350,682
352,112
351,475
351,852
349,429
344,877
341,697
377,440
375,920
374,334
372,681
370,957
369,157
369,738
374,134
375,086
375,331
376,786
375,848
376,060
372,934
367,158
362,991
99,1%
99,0%
96.644.571 106.642.286
2023
27
58.987
2024
30
64.652
98,9%
98,9%
117.973.029 129.303.771
2025
33
69.651
66.362
45,9%
2026
36
75.316
71.760
45,5%
2027
39
80.315
76.522
44,8%
Fonte: Elaboração própria
231
TABELA 84 - ROTA 4 – RESULTADOS COMPLETOS PARA MICRORREGIÃO DE CAMPANHA OCIIDENTAL/RS
Rota 4
Unidades em operação
Biomassa consumida [t]
Percentual de biomassa
disponível [%]
Syngas [m³]
Energia Elétrica Gerada
[MWh]
Fator de Capacidade [%]
Despesas financeiras e
operacionais anuais [kR$]
Despesas financeiras e
operacionais com conexão
a rede anuais [kR$]
Despesas anuais com
biomassa [kR$]
Custo da eletricidade
[R$/MWh]
Custo da eletricidade com
conexão a rede [R$/MWh]
2015
3
12.724
2016
6
25.449
2017
9
38.173
2018
12
48.474
2019
15
57.563
2020
18
67.863
2021
21
76.952
2022
24
86.041
2023
27
95.130
2024
30
105.430
2025
33
114.519
2026
36
123.608
2027
39
133.909
2028
42
142.998
2029
45
152.086
2030
48
162.387
99,7%
99,4%
99,2%
99,0%
98,8%
98,7%
98,5%
98,4%
98,3%
98,2%
98,1%
98,0%
97,9%
97,8%
97,7%
97,6%
28.057.222 56.114.444 84.171.665 106.884.655 126.925.527 149.638.516 169.679.389 189.720.262 209.761.135 232.474.124 252.514.996 272.555.869 295.268.858 315.309.731 335.350.604 358.063.593
13.336
50,7%
26.672
50,7%
40.008
50,7%
50.803
48,3%
60.329
45,9%
71.124
45,1%
80.650
43,8%
90.176
42,9%
99.701
42,2%
110.497
42,0%
120.023
41,5%
129.548
41,1%
140.344
41,1%
149.869
40,7%
159.395
40,4%
170.191
40,5%
R$ 2.562,78 R$ 5.087,18 R$ 7.570,73 R$ 10.010,82 R$ 12.404,65 R$ 14.749,27 R$ 17.041,51 R$ 19.278,03 R$ 21.455,25 R$ 23.569,37 R$ 25.616,34 R$ 27.591,86 R$ 29.491,35 R$ 31.309,94 R$ 32.418,53 R$ 33.435,51
R$ 2.973,60 R$ 5.899,23 R$ 8.773,79 R$ 11.594,02 R$ 14.356,44 R$ 17.057,33 R$ 19.692,77 R$ 22.258,54 R$ 24.750,19 R$ 27.162,96 R$ 29.491,80 R$ 31.731,32 R$ 33.875,81 R$ 35.919,17 R$ 37.075,03 R$ 38.116,38
R$ 2.291,55 R$ 4.583,11 R$ 6.874,66
R$ 8.729,73 R$ 10.366,55 R$ 12.221,62 R$ 13.858,44 R$ 15.495,27 R$ 17.132,09 R$ 18.987,16 R$ 20.623,98 R$ 22.260,81 R$ 24.115,87 R$ 25.752,70 R$ 27.389,52 R$ 29.244,59
364,007
362,568
361,067
368,885
377,452
379,207
383,136
385,617
387,030
385,138
385,264
384,820
381,971
380,749
375,219
368,293
394,813
393,014
391,138
400,049
409,804
411,658
416,010
418,669
420,078
417,660
417,553
416,773
413,211
411,504
404,433
395,797
Fonte: Elaboração própria
232
TABELA 85 - ROTA 5 – RESULTADOS COMPLETOS PARA MICRORREGIÃO DE CAMPANHA OCIIDENTAL/RS
Rota 5
Unidades em operação
Biomassa consumida [t]
Percentual de biomassa
disponível [%]
Produção de Pellet [t]
Produção de Pellet
excedente [t]
Produção de syngas [m³]
Energia Elétrica Gerada
[MWh]
Fator de Capacidade [%]
Despesas financeiras e
operacionais anuais [kR$]
Despesas financeiras e
operacionais com conexão
a rede anuais [kR$]
Despesas anuais com
biomassa [kR$]
Receitas anuais com venda
de pellet excedente [kR$]
Custo da eletricidade
[R$/MWh]
Custo da eletricidade com
conexão a rede [R$/MWh]
Custo da eletricidade c/ fert
[R$/MWh]
Custo da eletricidade com
conexão a rede c/
fert[R$/MWh]
2015
3
28.648
2016
6
57.297
2017
9
77.760
2018
12
98.223
2019
15
118.686
2020
18
141.878
2021
21
162.341
2022
24
182.804
2023
27
203.267
2024
30
223.731
2025
33
246.922
2026
36
267.385
2027
39
287.848
2028
42
308.312
2029
45
328.775
2030
48
351.966
99,3%
27.216
98,7%
54.432
98,3%
73.872
98,0%
93.312
97,6%
112.752
97,2%
134.784
96,9%
154.224
96,6%
173.664
96,4%
193.104
96,1%
212.544
95,8%
234.576
95,6%
254.016
95,4%
273.456
95,2%
292.896
95,1%
312.336
94,9%
334.368
8.040
81.648.000
16.081
163.296.000
21.824
221.616.000
27.567
279.936.000
33.310
338.256.000
39.819
404.352.000
45.562
462.672.000
51.305
520.992.000
57.048
579.312.000
62.792
637.632.000
69.300
703.728.000
75.044
762.048.000
80.787
820.368.000
86.530
878.688.000
25.583
48,7%
51.166
48,7%
69.440
44,0%
87.713
41,7%
105.987
40,3%
126.697
40,2%
144.971
39,4%
163.244
38,8%
181.518
38,4%
199.791
38,0%
220.501
38,1%
238.775
37,9%
257.049
37,6%
275.322
37,4%
293.596
37,2%
314.306
37,4%
R$ 6.321,41 R$ 12.545,96 R$ 18.667,44
R$ 24.679,25
R$ 30.574,36
R$ 36.345,28
R$ 41.984,06
R$ 47.482,22
R$ 52.830,75
R$ 58.020,07
R$ 63.039,95
R$ 67.879,56
R$ 72.527,31
R$ 76.970,93
R$ 79.623,05
R$ 82.044,01
R$ 7.358,01 R$ 14.594,95 R$ 21.703,06
R$ 28.674,07
R$ 35.499,20
R$ 42.169,10
R$ 48.673,82
R$ 55.002,78
R$ 61.144,69
R$ 67.087,58
R$ 72.818,69
R$ 78.324,44
R$ 83.590,39
R$ 88.601,17
R$ 91.372,56
R$ 93.855,02
R$ 5.159,35 R$ 10.318,69 R$ 14.003,94
R$ 17.689,18
R$ 21.374,43
R$ 25.551,04
R$ 29.236,29
R$ 32.921,54
R$ 36.606,79
R$ 40.292,03
R$ 44.468,65
R$ 48.153,89
R$ 51.839,14
R$ 55.524,39
R$ 59.209,63
R$ 63.386,25
92.273
98.782
937.008.000 1.003.104.000
R$ 1.608,08
R$ 3.216,15
R$ 4.364,78
R$ 5.513,41
R$ 6.662,03
R$ 7.963,81
R$ 9.112,44
R$ 10.261,06
R$ 11.409,69
R$ 12.558,31
R$ 13.860,09
R$ 15.008,72
R$ 16.157,34
R$ 17.305,97
R$ 18.454,60
R$ 19.756,37
448,764
446,871
470,500
483,033
490,144
488,538
491,275
492,537
492,721
492,074
487,564
485,953
483,825
481,237
472,870
462,703
489,283
486,917
514,216
528,577
536,610
534,505
537,420
538,606
538,523
537,459
531,912
529,697
526,863
523,480
512,889
500,281
385,907
384,014
407,643
420,176
427,286
425,681
428,417
429,680
429,863
429,217
424,707
423,096
420,967
418,380
410,013
399,846
426,426
424,060
451,359
465,720
473,753
471,648
474,563
475,749
475,666
474,602
469,055
466,839
464,006
460,622
450,032
437,424
Fonte: Elaboração própria
233
TABELA 86 - ROTA 6 – RESULTADOS COMPLETOS PARA MICRORREGIÃO DE CAMPANHA OCIIDENTAL/RS
Rota 6
Unidades em operação
Biomassa consumida [t]
Percentual de biomassa
disponível [%]
Produção de Pellet [t]
Produção de Pellet
excedente [t]
Produção de syngas [m³]
Energia Elétrica Gerada
[MWh]
Fator de Capacidade [%]
Despesas financeiras e
operacionais anuais [kR$]
Despesas financeiras e
operacionais com conexão
a rede anuais [kR$]
Despesas anuais com
biomassa [kR$]
Receitas anuais com venda
de pellet excedente [kR$]
Custo da eletricidade
[R$/MWh]
Custo da eletricidade com
conexão a rede [R$/MWh]
Custo da eletricidade c/ fert
[R$/MWh]
Custo da eletricidade com
conexão a rede c/
fert[R$/MWh]
2015
1
48.206
2016
2
96.412
2017
3
144.619
2018
4
192.825
2019
5
241.031
2020
6
289.237
2021
7
337.443
2022
8
385.649
2023
9
433.856
2024
10
482.062
2025
11
530.268
2026
12
578.474
2027
13
626.680
2028
14
674.887
2029
15
723.093
2030
16
771.299
98,9%
45.796
97,9%
91.592
96,9%
137.388
96,0%
183.184
95,2%
228.979
94,4%
274.775
93,6%
320.571
92,9%
366.367
92,3%
412.163
91,7%
457.959
91,1%
503.755
90,5%
549.551
90,1%
595.346
89,6%
641.142
89,2%
686.938
88,8%
732.734
3.263
137.387.628
6.526
274.775.256
9.789
412.162.884
13.052
549.550.512
16.315
686.938.140
19.578
824.325.768
56.376
35,8%
112.752
35,8%
169.128
35,8%
225.504
35,8%
281.880
35,8%
338.256
35,8%
R$ 25.363,71 R$ 50.337,07 R$ 74.895,07
22.842
26.105
29.368
32.631
35.894
39.157
42.420
45.683
48.946
52.209
961.713.396 1.099.101.024 1.236.488.652 1.373.876.280 1.511.263.908 1.648.651.536 1.786.039.164 1.923.426.792 2.060.814.420 2.198.202.048
394.632
35,8%
451.008
35,8%
507.384
35,8%
563.760
35,8%
620.136
35,8%
676.512
35,8%
732.888
35,8%
789.264
35,8%
845.640
35,8%
902.016
35,8%
R$ 99.011,07 R$ 122.656,76 R$ 145.801,98 R$ 168.414,66 R$ 190.460,64 R$ 211.903,62 R$ 232.704,94 R$ 252.823,47 R$ 272.215,43 R$ 290.834,27 R$ 308.630,41 R$ 319.823,20 R$ 330.084,45
R$ 29.387,13 R$ 58.286,33 R$ 86.666,33 R$ 114.493,84 R$ 141.733,45 R$ 168.347,48 R$ 194.295,82 R$ 219.535,80 R$ 244.022,03 R$ 267.706,17 R$ 290.536,83 R$ 312.459,29 R$ 333.415,33 R$ 353.343,01 R$ 365.016,50 R$ 375.525,56
R$ 8.681,54 R$ 17.363,08 R$ 26.044,62
R$ 34.726,15
R$ 43.407,69
R$ 52.089,23
R$ 60.770,77
R$ 69.452,31
R$ 78.133,85
R$ 86.815,38
R$ 95.496,92 R$ 104.178,46 R$ 112.860,00 R$ 121.541,54 R$ 130.223,08 R$ 138.904,61
R$ 652,62
R$ 1.305,23
R$ 1.957,85
R$ 2.610,47
R$ 3.263,08
R$ 3.915,70
R$ 4.568,31
R$ 5.220,93
R$ 5.873,55
R$ 6.526,16
R$ 7.178,78
R$ 7.831,40
R$ 8.484,01
R$ 9.136,63
R$ 9.789,25
R$ 10.441,86
603,896
600,434
596,824
593,059
589,132
585,034
580,757
576,293
571,633
566,767
561,684
556,374
550,827
545,029
532,196
519,934
675,264
670,936
666,424
661,718
656,808
651,686
646,340
640,760
634,935
628,852
622,499
615,862
608,927
601,680
585,639
570,312
592,320
588,858
585,248
581,483
577,556
573,458
569,181
564,717
560,057
555,190
550,108
544,798
539,251
533,453
520,620
508,358
663,688
659,360
654,848
650,142
645,232
640,110
634,764
629,184
623,359
617,276
610,922
604,285
597,351
590,104
574,063
558,735
Fonte: Elaboração própria
234
MICRORREGIÃO DE ALTO TELES PIRES/MT
TABELA 87 - ROTA 1 – RESULTADOS COMPLETOS PARA MICRORREGIÃO DE ALTO TELES PIRES/MT
Rota 1
Unidades em operação
Biomassa consumida [t]
Percentual de biomassa
disponível [%]
Energia Elétrica Gerada
[MWh]
Fator de Capacidade [%]
2015
1
73.003
2016
2
138.706
2017
3
204.409
2018
4
262.812
2019
5
328.515
2020
6
394.218
2021
7
459.921
2022
8
525.623
2023
9
591.326
2024
10
657.029
2025
11
722.732
2026
12
788.435
2027
13
854.138
2028
14
919.841
2029
15
985.544
2030
16
1.051.247
99,6%
99,4%
99,1%
98,8%
98,6%
98,3%
98,0%
97,8%
97,5%
97,3%
97,0%
96,8%
96,6%
96,4%
96,1%
95,9%
68.400
78,1%
129.960
74,2%
191.520
72,9%
246.240
70,3%
307.800
70,3%
369.360
70,3%
430.920
70,3%
492.480
70,3%
554.040
70,3%
615.600
70,3%
677.160
70,3%
738.720
70,3%
800.280
70,3%
861.840
70,3%
923.400
70,3%
984.960
70,3%
Despesas financeiras e
operacionais anuais [kR$] R$ 2.261,38 R$ 4.483,31 R$ 6.663,26 R$ 8.798,54 R$ 10.886,29 R$ 12.923,45 R$ 14.906,79 R$ 16.832,86 R$ 18.697,98 R$ 20.498,25 R$ 22.229,52 R$ 23.887,35 R$ 25.467,04 R$ 26.963,59 R$ 28.371,66 R$ 29.685,58
Despesas financeiras e
operacionais com conexão
a rede anuais [kR$]
R$ 2.854,41 R$ 5.655,57 R$ 8.400,05 R$ 11.084,23 R$ 13.704,24 R$ 16.255,96 R$ 18.735,02 R$ 21.136,76 R$ 23.456,23 R$ 25.688,14 R$ 27.826,90 R$ 29.866,52 R$ 31.800,66 R$ 33.622,55 R$ 35.324,99 R$ 36.900,33
Despesas anuais com
biomassa [kR$]
R$ 13.848,14 R$ 26.311,46 R$ 38.774,78 R$ 49.853,29 R$ 62.316,61 R$ 74.779,93 R$ 87.243,25 R$ 99.706,57 R$ 112.169,89 R$ 124.633,22 R$ 137.096,54 R$ 149.559,86 R$ 162.023,18 R$ 174.486,50 R$ 186.949,82 R$ 199.413,14
Custo da eletricidade
[R$/MWh]
Custo da eletricidade com
conexão a rede [R$/MWh]
235,519
236,956
237,250
238,190
237,826
237,447
237,051
236,638
236,207
235,756
235,286
234,794
234,281
233,744
233,183
232,597
244,189
245,976
246,318
247,472
246,981
246,469
245,935
245,377
244,795
244,187
243,552
242,888
242,195
241,471
240,713
239,922
Fonte: Elaboração própria
235
TABELA 88 - ROTA 2 – RESULTADOS COMPLETOS PARA MICRORREGIÃO DE ALTO TELES PIRES/MT
Rota 2
Unidades em operação
Biomassa consumida [t]
Percentual de biomassa
disponível [%]
Energia Elétrica Gerada
[MWh]
Fator de Capacidade [%]
2015
1
131.406
2016
2
262.812
2017
3
394.218
2018
4
525.623
2019
5
657.029
2020
6
788.435
2021
7
919.841
2022
8
1.051.247
2023
9
1.182.653
2024
10
1.314.059
2025
11
1.445.465
2026
12
1.576.870
2027
13
1.708.276
2028
14
1.839.682
2029
15
1.971.088
2030
16
2.102.494
99,4%
98,8%
98,2%
97,7%
97,1%
96,6%
96,1%
95,6%
95,1%
94,6%
94,1%
93,6%
93,2%
92,7%
92,3%
91,9%
184.680
70,3%
369.360
70,3%
554.040
70,3%
738.720
70,3%
923.400
70,3%
1.108.080
70,3%
1.292.760
70,3%
1.477.440
70,3%
1.662.120
70,3%
1.846.800
70,3%
2.031.480
70,3%
2.216.160
70,3%
2.400.840
70,3%
2.585.520
70,3%
2.770.200
70,3%
2.954.880
70,3%
Despesas financeiras e
operacionais anuais [kR$] R$ 11.591,65 R$ 22.976,65 R$ 34.141,75 R$ 45.072,87 R$ 55.755,00 R$ 66.172,18 R$ 76.307,43 R$ 86.142,67 R$ 95.658,68 R$ 104.834,99 R$ 113.649,84 R$ 122.080,04 R$ 130.100,94 R$ 137.686,31 R$ 141.674,24 R$ 145.169,01
Despesas financeiras e
operacionais com conexão
a rede anuais [kR$]
R$ 13.747,06 R$ 27.235,81 R$ 40.449,69 R$ 53.371,09 R$ 65.981,25 R$ 78.260,22 R$ 90.186,78 R$ 101.738,34 R$ 112.890,85 R$ 123.618,74 R$ 133.894,80 R$ 143.690,05 R$ 152.973,68 R$ 161.712,89 R$ 165.955,30 R$ 169.581,26
Despesas anuais com
biomassa [kR$]
R$ 24.926,64 R$ 49.853,29 R$ 74.779,93 R$ 99.706,57 R$ 124.633,22 R$ 149.559,86 R$ 174.486,50 R$ 199.413,14 R$ 224.339,79 R$ 249.266,43 R$ 274.193,07 R$ 299.119,72 R$ 324.046,36 R$ 348.973,00 R$ 373.899,65 R$ 398.826,29
Custo da eletricidade
[R$/MWh]
Custo da eletricidade com
conexão a rede [R$/MWh]
197,738
197,179
196,595
195,987
195,352
194,690
193,999
193,277
192,524
191,738
190,916
190,058
189,162
188,225
186,114
184,101
209,409
208,710
207,981
207,220
206,427
205,599
204,735
203,833
202,892
201,909
200,882
199,809
198,689
197,518
194,879
192,362
Fonte: Elaboração própria
236
TABELA 89 - ROTA 3 – RESULTADOS COMPLETOS PARA MICRORREGIÃO DE ALTO TELES PIRES/MT
Rota 3
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
Unidades em operação
3
6
9
12
15
18
21
24
27
30
33
36
Biomassa consumida [t]
9.998
19.995
29.993
39.991
49.322
58.320
62.986
71.984
80.981
89.979
98.977
107.975
Percentual de biomassa
disponível [%]
100,0%
99,9%
99,9%
99,8%
99,8%
99,7%
99,7%
99,7%
99,7%
99,6%
99,6%
99,6%
Syngas [m³]
19.995.429 39.990.857 59.986.286 79.981.714 98.644.114 116.640.000 125.971.200 143.967.086 161.962.971 179.958.857 197.954.743 215.950.629
Energia Elétrica Gerada
[MWh]
9.526
19.051
28.577
38.102
46.993
55.566
60.011
68.584
77.157
85.730
94.303
102.876
Fator de Capacidade [%]
72,5%
72,5%
72,5%
72,5%
71,5%
70,5%
65,2%
65,2%
65,2%
65,2%
65,2%
65,2%
Despesas financeiras e
operacionais anuais [kR$]
Despesas financeiras e
operacionais com conexão
a rede anuais [kR$]
Despesas anuais com
biomassa [kR$]
Custo da eletricidade
[R$/MWh]
Custo da eletricidade com
conexão a rede [R$/MWh]
2027
39
116.973
2028
42
125.971
2029
45
134.969
2030
48
143.967
99,5%
233.946.514
99,5%
251.942.400
99,5%
269.938.286
99,4%
287.934.171
111.450
65,2%
120.023
65,2%
128.596
65,2%
137.169
65,2%
R$ 1.082,81
R$ 2.149,40
R$ 3.198,73
R$ 4.229,69
R$ 5.241,12
R$ 6.231,75
R$ 7.200,25
R$ 8.145,20
R$ 9.065,11
R$ 9.958,35
R$ 10.823,22 R$ 11.657,90 R$ 12.460,46 R$ 13.228,83
R$ 13.697,22
R$ 14.126,91
R$ 1.256,38
R$ 2.492,50
R$ 3.707,03
R$ 4.898,62
R$ 6.065,77
R$ 7.206,93
R$ 8.320,44
R$ 9.404,51
R$ 10.457,26 R$ 11.476,68
R$ 12.460,65 R$ 13.406,87 R$ 14.312,95 R$ 15.176,29
R$ 15.664,65
R$ 16.104,64
R$ 1.896,49
R$ 3.792,97
R$ 5.689,46
R$ 7.585,95
R$ 9.356,00 R$ 11.062,84 R$ 11.947,86 R$ 13.654,70
R$ 15.361,54 R$ 17.068,38
R$ 18.775,22 R$ 20.482,05 R$ 22.188,89 R$ 23.895,73
R$ 25.602,57
R$ 27.309,41
312,767
311,916
311,028
310,102
310,623
311,244
319,075
317,856
316,582
315,253
313,864
312,413
310,897
309,313
305,608
302,083
330,989
329,925
328,815
327,658
328,172
328,794
337,742
336,217
334,625
332,963
331,227
329,414
327,519
325,539
320,907
316,501
Fonte: Elaboração própria
237
TABELA 90 - ROTA 4 – RESULTADOS COMPLETOS PARA MICRORREGIÃO DE ALTO TELES PIRES/MT
Rota 4
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
Unidades em operação
3
6
9
12
15
18
21
24
27
30
33
36
Biomassa consumida [t]
18.178
36.355
54.533
69.681
86.041
102.401
114.519
130.879
147.239
163.599
179.959
196.319
Percentual de biomassa
disponível [%]
99,9%
99,8%
99,7%
99,7%
99,6%
99,5%
99,5%
99,4%
99,4%
99,3%
99,3%
99,2%
Syngas [m³]
40.081.745 80.163.491 120.245.236 153.646.691 189.720.262 225.793.833 252.514.996 288.588.567 324.662.138 360.735.709 396.809.280 432.882.851
Energia Elétrica Gerada
[MWh]
19.051
38.102
57.154
73.030
90.176
107.322
120.023
137.169
154.315
171.461
188.607
205.753
Fator de Capacidade [%]
72,5%
72,5%
72,5%
69,5%
68,6%
68,1%
65,2%
65,2%
65,2%
65,2%
65,2%
65,2%
Despesas financeiras e
operacionais anuais [kR$]
Despesas financeiras e
operacionais com conexão
a rede anuais [kR$]
Despesas anuais com
biomassa [kR$]
Custo da eletricidade
[R$/MWh]
Custo da eletricidade com
conexão a rede [R$/MWh]
2027
39
212.679
2028
42
229.039
2029
45
245.398
2030
48
261.758
99,2%
468.956.422
99,1%
505.029.993
99,0%
541.103.564
99,0%
577.177.135
222.899
65,2%
240.045
65,2%
257.191
65,2%
274.337
65,2%
R$ 2.562,78
R$ 5.087,18
R$ 7.570,73 R$ 10.010,82 R$ 12.404,65 R$ 14.749,27 R$ 17.041,51 R$ 19.278,03
R$ 21.455,25 R$ 23.569,37
R$ 25.616,34 R$ 27.591,86 R$ 29.491,35 R$ 31.309,94
R$ 32.418,53
R$ 33.435,51
R$ 2.973,60
R$ 5.899,23
R$ 8.773,79 R$ 11.594,02 R$ 14.356,44 R$ 17.057,33 R$ 19.692,77 R$ 22.258,54
R$ 24.750,19 R$ 27.162,96
R$ 29.491,80 R$ 31.731,32 R$ 33.875,81 R$ 35.919,17
R$ 37.075,03
R$ 38.116,38
R$ 3.448,16
R$ 6.896,31 R$ 10.344,47 R$ 13.217,94 R$ 16.321,28 R$ 19.424,62 R$ 21.723,39 R$ 24.826,73
R$ 27.930,07 R$ 31.033,41
R$ 34.136,76 R$ 37.240,10 R$ 40.343,44 R$ 43.446,78
R$ 46.550,12
R$ 49.653,46
315,515
314,508
313,457
318,073
318,555
318,425
322,980
321,537
320,030
318,456
316,813
315,096
313,302
311,428
307,043
302,872
337,079
335,820
334,507
339,752
340,199
339,931
345,070
343,266
341,382
339,415
337,361
335,215
332,973
330,629
325,148
319,934
Fonte: Elaboração própria
238
TABELA 91 - ROTA 5 – RESULTADOS COMPLETOS PARA MICRORREGIÃO DE ALTO TELES PIRES/MT
Rota 5
Unidades em operação
Biomassa consumida [t]
Percentual de biomassa
disponível [%]
Produção de Pellet [t]
Produção de Pellet
excedente [t]
Produção de syngas [m³]
Energia Elétrica Gerada
[MWh]
Fator de Capacidade [%]
Despesas financeiras e
operacionais anuais [kR$]
Despesas financeiras e
operacionais com conexão
a rede anuais [kR$]
Despesas anuais com
biomassa [kR$]
Receitas anuais com venda
de pellet excedente [kR$]
Custo da eletricidade
[R$/MWh]
Custo da eletricidade com
conexão a rede [R$/MWh]
Custo da eletricidade c/ fert
[R$/MWh]
Custo da eletricidade com
conexão a rede c/
fert[R$/MWh]
2015
3
40.926
2016
6
81.853
2017
9
122.779
2018
12
152.792
2019
15
189.625
2020
18
226.459
2021
21
257.836
2022
24
294.669
2023
27
331.503
2024
30
368.337
2025
33
405.171
2026
36
442.004
2027
39
478.838
2028
42
515.672
2029
45
552.505
2030
48
589.339
99,1%
38.880
98,2%
77.760
97,4%
116.640
96,9%
145.152
96,2%
180.144
95,6%
215.136
95,1%
244.944
94,6%
279.936
94,1%
314.928
93,6%
349.920
93,2%
384.912
92,8%
419.904
92,4%
454.896
92,0%
489.888
91,7%
524.880
91,4%
559.872
11.486
116.640.000
22.973
233.280.000
34.459
349.920.000
42.882
435.456.000
53.220
540.432.000
63.557
645.408.000
72.363
734.832.000
82.701
839.808.000
36.547
69,5%
73.094
69,5%
109.642
69,5%
136.443
64,9%
169.335
64,4%
202.228
64,1%
230.247
62,6%
263.140
62,6%
296.032
62,6%
328.925
62,6%
361.817
62,6%
394.710
62,6%
427.602
62,6%
460.495
62,6%
493.387
62,6%
526.280
62,6%
R$ 6.321,41 R$ 12.545,96 R$ 18.667,44
R$ 24.679,25
R$ 30.574,36
R$ 36.345,28
R$ 41.984,06
R$ 47.482,22
R$ 52.830,75
R$ 58.020,07
R$ 63.039,95
R$ 67.879,56
R$ 72.527,31
R$ 76.970,93
R$ 79.623,05
R$ 82.044,01
R$ 7.358,01 R$ 14.594,95 R$ 21.703,06
R$ 28.674,07
R$ 35.499,20
R$ 42.169,10
R$ 48.673,82
R$ 55.002,78
R$ 61.144,69
R$ 67.087,58
R$ 72.818,69
R$ 78.324,44
R$ 83.590,39
R$ 88.601,17
R$ 91.372,56
R$ 93.855,02
R$ 7.763,39 R$ 15.526,79 R$ 23.290,18
R$ 28.983,34
R$ 35.970,40
R$ 42.957,45
R$ 48.909,39
R$ 55.896,44
R$ 62.883,50
R$ 69.870,55
R$ 76.857,61
R$ 83.844,67
R$ 90.831,72
R$ 97.818,78 R$ 104.805,83 R$ 111.792,89
93.039
103.376
113.714
124.052
134.389
144.727
155.065
165.402
944.784.000 1.049.760.000 1.154.736.000 1.259.712.000 1.364.688.000 1.469.664.000 1.574.640.000 1.679.616.000
R$ 2.297,25
R$ 4.594,51
R$ 6.891,76
R$ 8.576,41
R$ 10.643,94
R$ 12.711,46
R$ 14.472,69
R$ 16.540,22
R$ 18.607,75
R$ 20.675,27
R$ 22.742,80
R$ 24.810,33
R$ 26.877,86
R$ 28.945,38
R$ 31.012,91
R$ 33.080,44
385,387
384,062
382,680
393,297
392,976
392,145
394,764
392,866
390,884
388,814
386,653
384,394
382,035
379,569
373,802
368,315
413,750
412,094
410,367
422,575
422,060
420,944
423,819
421,446
418,968
416,381
413,679
410,857
407,907
404,825
397,615
390,758
322,530
321,204
319,823
330,440
330,119
329,288
331,907
330,009
328,027
325,957
323,795
321,537
319,178
316,712
310,944
305,458
350,893
349,237
347,509
359,718
359,202
358,087
360,962
358,589
356,111
353,524
350,822
347,999
345,050
341,968
334,758
327,901
Fonte: Elaboração própria
239
TABELA 92 - ROTA 6 – RESULTADOS COMPLETOS PARA MICRORREGIÃO DE ALTO TELES PIRES/MT
Rota 6
Unidades em operação
Biomassa consumida [t]
Percentual de biomassa
disponível [%]
Produção de Pellet [t]
Produção de Pellet
excedente [t]
Produção de syngas [m³]
Energia Elétrica Gerada
[MWh]
Fator de Capacidade [%]
Despesas financeiras e
operacionais anuais [kR$]
Despesas financeiras e
operacionais com conexão
a rede anuais [kR$]
Despesas anuais com
biomassa [kR$]
Receitas anuais com venda
de pellet excedente [kR$]
Custo da eletricidade
[R$/MWh]
Custo da eletricidade com
conexão a rede [R$/MWh]
Custo da eletricidade c/ fert
[R$/MWh]
Custo da eletricidade com
conexão a rede c/
fert[R$/MWh]
2015
1
86.771
2016
2
173.542
2017
3
260.313
2018
4
347.085
2019
5
433.856
2020
6
520.627
2021
7
607.398
2022
8
694.169
2023
9
780.940
2024
10
867.711
2025
11
954.482
2026
12
1.041.254
2027
13
1.128.025
2028
14
1.214.796
2029
15
1.301.567
2030
16
1.388.338
98,0%
82.433
96,2%
164.865
94,5%
247.298
92,8%
329.730
91,3%
412.163
89,9%
494.595
88,5%
577.028
87,3%
659.461
86,1%
741.893
85,0%
824.326
83,9%
906.758
83,0%
989.191
82,1%
1.071.623
81,3%
1.154.056
80,5%
1.236.489
79,8%
1.318.921
5.874
247.297.730
11.747
494.595.461
17.621
741.893.191
101.477
64,4%
202.954
64,4%
304.430
64,4%
R$ 25.363,71 R$ 50.337,07 R$ 74.895,07
23.494
29.368
35.241
41.115
46.988
52.862
58.735
64.609
70.483
76.356
82.230
88.103
93.977
989.190.922 1.236.488.652 1.483.786.383 1.731.084.113 1.978.381.843 2.225.679.574 2.472.977.304 2.720.275.035 2.967.572.765 3.214.870.496 3.462.168.226 3.709.465.956 3.956.763.687
405.907
64,4%
507.384
64,4%
608.861
64,4%
710.338
64,4%
811.814
64,4%
913.291
64,4%
1.014.768
64,4%
1.116.245
64,4%
1.217.722
64,4%
1.319.198
64,4%
1.420.675
64,4%
1.522.152
64,4%
1.623.629
64,4%
R$ 99.011,07 R$ 122.656,76 R$ 145.801,98 R$ 168.414,66 R$ 190.460,64 R$ 211.903,62 R$ 232.704,94 R$ 252.823,47 R$ 272.215,43 R$ 290.834,27 R$ 308.630,41 R$ 319.823,20 R$ 330.084,45
R$ 29.387,13 R$ 58.286,33 R$ 86.666,33 R$ 114.493,84 R$ 141.733,45 R$ 168.347,48 R$ 194.295,82 R$ 219.535,80 R$ 244.022,03 R$ 267.706,17 R$ 290.536,83 R$ 312.459,29 R$ 333.415,33 R$ 353.343,01 R$ 365.016,50 R$ 375.525,56
R$ 16.459,79 R$ 32.919,58 R$ 49.379,37
R$ 65.839,16
R$ 82.298,95
R$ 98.758,74 R$ 115.218,53 R$ 131.678,32 R$ 148.138,11 R$ 164.597,90 R$ 181.057,69 R$ 197.517,48 R$ 213.977,27 R$ 230.437,06 R$ 246.896,85 R$ 263.356,65
R$ 1.174,71
R$ 2.349,42
R$ 3.524,13
R$ 4.698,84
R$ 5.873,55
R$ 7.048,26
R$ 8.222,97
R$ 9.397,68
R$ 10.572,39
R$ 11.747,09
R$ 12.921,80
R$ 14.096,51
R$ 15.271,22
R$ 16.445,93
R$ 17.620,64
R$ 18.795,35
412,148
410,225
408,220
406,128
403,946
401,669
399,294
396,814
394,224
391,521
388,697
385,747
382,665
379,445
372,315
365,503
451,797
449,393
446,886
444,272
441,544
438,698
435,729
432,629
429,392
426,013
422,483
418,796
414,943
410,917
402,005
393,490
400,572
398,649
396,643
394,552
392,370
390,093
387,717
385,237
382,648
379,945
377,121
374,171
371,089
367,868
360,739
353,927
440,221
437,817
435,310
432,695
429,968
427,122
424,152
421,052
417,816
414,437
410,907
407,220
403,367
399,341
390,429
381,914
Fonte: Elaboração própria
240
ANEXO III – RESULTADOS DAS SENSIBILIDADES
REDUÇÃO DO INVESTIMENTO POR APRENDIZAGEM
TABELA 93 – SENSIBILIDADE NO INVESTIMENTO ATRAVÉS DA APRENDIZAGEM NA MICRORREGIÃO DE TOLEDO/PR
Custo da eletricidade
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
[R$/MWh]
180,21 181,36 181,58 182,31 181,98 181,64 181,29 180,91 180,53 180,12 179,70 179,25 178,79 178,31 177,80 177,28
Rota 1 s/ conexão
Rota 1 c/ conexão
204,08
205,52
205,76
206,66 206,22
205,76 205,28
204,77
204,25
203,70 203,13 202,53 201,91 201,26 200,58 199,86
Rota 2 s/ conexão
159,97
159,46
158,94
158,39 157,82
157,22 156,60
155,95
155,27
154,57 153,83 153,06 152,25 151,41 150,52 149,60
Rota 2 c/ conexão
185,23
184,60
183,94
183,26 182,55
181,80 181,02
180,21
179,36
178,48 177,56 176,59 175,58 174,53 172,15 169,89
Rota 3 s/ conexão
249,35
247,43
245,53
243,63 245,29
245,81 247,01
244,95
242,89
240,83 238,76 236,69 234,60 232,51 229,36 226,36
Rota 3 c/ conexão
281,47
279,08
276,69
274,32 276,05
276,44 277,62
275,05
272,47
269,89 267,31 264,71 262,11 259,49 255,56 251,81
Rota 4 s/ conexão
255,13
252,86
250,61
251,91 253,31
252,84 252,36
249,92
247,49
245,04 242,60 240,14 237,68 235,20 231,48 227,93
Rota 4 c/ conexão
290,21
287,37
284,56
285,84 287,22
286,45 285,65
282,61
279,56
276,51 273,45 270,38 267,30 264,20 259,55 255,11
Rota 5 s/ conexão
311,91
309,03
306,18
311,51 311,73
310,00 308,59
305,47
302,35
299,23 296,09 292,94 289,76 286,57 281,65 276,97
Rota 5 c/ conexão
353,05
349,46
345,88
351,79 351,76
349,48 347,54
343,65
339,75
335,85 331,92 327,98 324,02 320,02 313,88 308,02
Rota 5 s/ conexão +plt
249,05
246,18
243,32
248,65 248,87
247,15 245,73
242,62
239,50
236,37 233,23 230,08 226,91 223,71 218,80 214,11
Rota 5 c/ conexão +plt
290,19
286,60
283,03
288,94 288,90
286,62 284,69
280,79
276,90
272,99 269,07 265,12 261,16 257,16 251,02 245,16
Rota 6 s/ conexão
322,88
328,49
334,68
330,55 326,43
322,33 318,23
314,13
310,03
305,93 301,81 297,68 293,53 289,34 283,22 277,35
Rota 6 c/ conexão
370,52
376,64
383,40
378,24 373,09
367,96 362,83
357,71
352,59
347,46 342,31 337,15 331,95 326,73 319,07 311,74
Rota 6 s/ conexão +plt
311,31
316,92
323,11
318,97 314,86
310,75 306,65
302,56
298,46
294,35 290,24 286,10 281,95 277,77 271,64 265,78
Rota 6 c/ conexão +plt
358,95
371,83
366,66 361,51
356,38 351,26
346,14
341,01
335,88 330,74 325,57 320,38 315,15 307,49 300,16
A3_
VERDE
A4_
VERDE
233,14
252,78 257,39
365,06
A1/A2/A
A4/AS_C
3/A4/AS
ONV
_AZUL
150,84 153,70
AS_
VERDE
acima
Fonte: Elaboração própria
241
TABELA 94– SENSIBILIDADE NO INVESTIMENTO ATRAVÉS DA APRENDIZAGEM NA MICRORREGIÃO DE UBERABA/MG
Custo da eletricidade
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
[R$/MWh]
211,31 210,74 210,13 209,51 208,85 208,17 207,46 206,71 205,94 205,13 204,28 203,40 202,47 201,51 201,24 200,83
Rota 1 s/ conexão
Rota 1 c/ conexão
244,32
243,54 242,73 241,88 241,00 240,08 239,11 238,11 237,06 235,97 234,82 233,63 232,38 231,08 230,65 230,02
Rota 2 s/ conexão
211,61
210,61 209,56 208,46 207,32 206,13 208,01 209,11 209,63 209,70 209,41 208,81 206,10 205,14 201,68 198,28
Rota 2 c/ conexão
248,29
247,03 245,72 244,35 242,92 241,43 243,57 244,77 245,29 245,26 244,80 243,98 240,65 239,39 235,01 230,70
Rota 3 s/ conexão
287,76
294,51 302,24 304,95 308,74 308,86 310,54 310,99 310,56 308,51 307,00 305,07 300,66 298,30 295,67 292,83
Rota 3 c/ conexão
326,90
334,49 343,19 346,03 350,10 349,92 351,52 351,69 350,83 348,11 345,99 343,38 337,94 334,82 331,40 327,73
Rota 4 s/ conexão
317,44
332,27 342,56 349,21 351,78 352,10 351,04 344,18 342,14 339,55 336,55 333,22 329,62 324,94 321,01 316,90
Rota 4 c/ conexão
363,41
380,30 391,88 399,19 401,75 401,69 400,03 391,69 388,88 385,44 381,51 377,20 372,58 366,72 361,70 356,48
Rota 5 s/ conexão
404,14
432,90 446,18 450,63 451,10 446,42 443,93 440,52 436,48 431,97 427,11 421,98 416,61 411,04 405,29 397,41
Rota 5 c/ conexão
461,57
494,65 509,62 514,29 514,31 508,35 504,91 500,40 495,15 489,36 483,16 476,63 469,83 462,78 455,53 445,84
Rota 5 s/ conexão +plt
341,28
370,04 383,32 387,77 388,25 383,56 381,07 377,66 373,62 369,12 364,26 359,12 353,75 348,18 342,44 334,55
Rota 5 c/ conexão +plt
398,71
431,79 446,76 451,43 451,46 445,49 442,05 437,55 432,30 426,51 420,31 413,77 406,97 399,93 392,68 382,99
Rota 6 s/ conexão
575,55
566,92 558,35 549,83 541,34 532,89 524,45 516,02 507,60 499,17 490,72 488,42 485,03 480,73 475,64 465,22
Rota 6 c/ conexão
664,64
653,85 643,14 632,49 621,88 611,31 600,76 590,23 579,70 569,16 558,60 555,03 550,19 544,27 537,43 524,57
Rota 6 s/ conexão +plt
563,97
555,35 546,78 538,25 529,77 521,31 512,87 504,45 496,02 487,59 479,14 476,85 473,46 469,15 464,06 453,65
Rota 6 c/ conexão +plt
653,06
642,28 631,57 620,91 610,30 599,73 589,19 578,66 568,13 557,59 547,02 543,46 538,61 532,69 525,86 512,99
A1/A2
A4/AS_C /A3/A A3_VE A4_VE AS_VE
ONV
4/AS_
RDE
RDE
RDE
AZUL
163,86
167,02 296,26 296,73 301,64 acima
Fonte: Elaboração própria
242
TABELA 95 – SENSIBILIDADE NO INVESTIMENTO ATRAVÉS DA APRENDIZAGEM NA MICRORREGIÃO DE SANTA MARIA DA VITÓRIA/BA
Custo da eletricidade
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
[R$/MWh]
202,34 201,93 201,50 201,05 200,58 200,09 199,59 199,05 198,50 197,92 197,32 196,68 196,02 195,33 194,61 193,52
Rota 1 s/ conexão
Rota 1 c/ conexão
225,89 225,34
224,76
224,15 223,52 222,86 222,18 221,46 220,71
219,93
219,11
218,26
217,37
216,44
215,46
214,02
Rota 2 s/ conexão
186,99 186,27
185,52
184,74 183,93 183,08 182,19 181,26 180,29
179,28
178,22
177,12
175,97
174,76
172,05
169,46
Rota 2 c/ conexão
213,17 212,27
211,33
210,36 209,34 208,27 207,16 206,00 204,79
203,53
202,21
200,83
199,39
197,88
194,49
191,25
Rota 3 s/ conexão
292,36 292,64
297,13
294,86 292,38 289,79 287,14 285,20 282,39
278,44
274,74
272,12
270,68
267,49
262,61
258,06
Rota 3 c/ conexão
325,70 325,78
330,72
327,83 324,69 321,44 318,11 315,60 312,09
307,27
302,75
299,46
297,49
293,55
287,53
281,90
Rota 4 s/ conexão
312,07 312,57
315,79
313,72 309,50 305,59 302,92 300,06 296,26
292,54
288,27
284,73
282,21
278,59
273,29
267,88
Rota 4 c/ conexão
350,62 350,90
354,31
351,58 346,39 341,55 338,15 334,52 329,80
325,19
319,95
315,54
312,29
307,79
301,17
294,48
Rota 5 s/ conexão
394,34 390,03
392,72
389,20 383,24 379,55 375,64 370,38 366,40
361,38
356,49
351,68
348,25
344,00
336,75
329,40
Rota 5 c/ conexão
443,23 437,84
440,57
436,09 428,78 424,10 419,18 412,69 407,67
401,46
395,40
389,43
385,03
379,69
370,67
361,58
Rota 5 s/ conexão +plt 331,48 327,17
Rota 5 c/ conexão +plt 380,37 374,98
329,87
326,35 320,38 316,69 312,79 307,52 303,55
298,53
293,63
288,82
285,39
281,14
273,89
266,54
377,72
373,24 365,92 361,24 356,32 349,83 344,81
338,61
332,54
326,57
322,17
316,83
307,81
298,72
Rota 6 s/ conexão
442,34 436,37
430,43
424,53 418,65 412,78 406,93 401,07 395,22
389,36
383,48
377,57
371,64
365,66
356,91
348,53
Rota 6 c/ conexão
503,23 495,77
488,35
480,97 473,62 466,29 458,97 451,65 444,33
437,00
429,65
422,27
414,86
407,39
396,45
385,98
Rota 6 s/ conexão +plt 430,76 424,79
Rota 6 c/ conexão +plt 491,65 484,19
418,86
412,95 407,07 401,21 395,35 389,50 383,64
377,78
371,90
366,00
360,06
354,09
345,33
336,96
476,78
469,40 462,04 454,71 447,39 440,08 432,76
425,43
418,08
410,70
403,28
395,81
384,87
374,40
A1/A2
A3/A4
/A3/A A3_VER
_CON
4_AZU
DE
V
L
A4_VE
RDE
146,72 149,69
322,24 acima
297,77
Fonte: Elaboração própria
243
TABELA 96 – SENSIBILIDADE NO INVESTIMENTO ATRAVÉS DA APRENDIZAGEM NA MICRORREGIÃO DE CAMPANHA OCIDENTAL/RS
Custo da eletricidade
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
[R$/MWh]
264,37 263,80 263,20 262,57 261,91 261,23 260,52 259,78 259,00 255,88 255,27 254,58 253,82 253,00 252,12 251,18
Rota 1 s/ conexão
Rota 1 c/ conexão
296,96
296,19 295,37 294,53 293,64 292,72
291,76
290,76 289,71 285,72
284,87 283,93
282,89
281,77
280,57
279,29
Rota 2 s/ conexão
247,16
246,15 245,10 244,01 242,87 241,67
240,43
239,13 237,78 236,36
234,88 233,34
231,72
230,04
226,24
222,61
Rota 2 c/ conexão
283,42
282,16 280,85 279,48 278,05 276,56
275,00
273,38 271,69 269,92
268,07 266,14
264,12
262,01
257,26
252,73
Rota 3 s/ conexão
354,69
351,68 348,69 345,71 342,74 339,79
338,79
340,84 340,16 338,97
338,74 336,70
335,58
332,39
328,00
324,99
Rota 3 c/ conexão
395,29
391,52 387,78 384,05 380,35 376,65
375,21
377,24 376,14 374,43
373,81 371,12
369,47
365,37
359,80
355,85
Rota 4 s/ conexão
366,79
363,22 359,68 365,07 371,04 370,56
372,08
372,26 371,47 367,75
365,89 363,57
359,22
356,35
350,99
344,47
Rota 4 c/ conexão
412,03
407,57 403,14 409,02 415,53 414,58
415,93
415,71 414,37 409,67
407,08 403,96
398,52
394,74
387,89
379,75
Rota 5 s/ conexão
450,78
446,27 466,41 475,57 479,42 475,07
474,82
473,23 470,70 467,47
460,89 456,98
452,69
448,08
440,04
430,49
Rota 5 c/ conexão
505,55
499,90 522,85 532,98 536,94 531,41
530,59
528,21 524,73 520,45
512,31 507,22
501,68
495,77
485,60
473,75
Rota 5 s/ conexão +plt
387,93
383,41 403,56 412,71 416,56 412,21
411,96
410,37 407,84 404,61
398,03 394,12
389,83
385,22
377,19
367,63
Rota 5 c/ conexão +plt
442,69
437,05 459,99 470,13 474,09 468,55
467,73
465,35 461,87 457,59
449,45 444,36
438,82
432,92
422,74
410,89
Rota 6 s/ conexão
602,92
594,56 586,25 577,99 569,75 561,54
553,34
545,15 536,95 528,74
520,51 512,25
503,94
495,57
483,32
471,59
Rota 6 c/ conexão
687,78
677,34 666,95 656,62 646,32 636,06
625,81
615,57 605,33 595,06
584,77 574,44
564,05
553,60
538,28
523,63
Rota 6 s/ conexão +plt
591,34
582,99 574,68 566,41 558,18 549,96
541,77
533,57 525,38 517,17
508,94 500,67
492,36
484,00
471,74
460,02
Rota 6 c/ conexão +plt
676,20
665,76 655,37 645,04 634,75 624,48
614,24
604,00 593,75 583,49
573,20 562,87
552,48
542,03
526,71
512,05
A1/A2
A4_CON /A3/A A3_VE
V
4_AZU RDE
L
158,71
161,76 291,24 acima
Fonte: Elaboração própria
244
TABELA 97 – SENSIBILIDADE NO INVESTIMENTO ATRAVÉS DA APRENDIZAGEM NA MICRORREGIÃO DE ALTO TELES PIRES/MT
Custo da eletricidade
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
[R$/MWh]
245,81 247,24 247,54 248,48 248,12 247,74 247,34 246,93 246,50 246,05 245,57 245,08 244,57 244,03 243,47 242,89
Rota 1 s/ conexão
Rota 1 c/ conexão
271,55
273,34
273,68
274,83 274,34 273,83 273,29 272,74 272,15 271,55 270,91
270,25
269,55
268,83
268,07
267,28
Rota 2 s/ conexão
208,03
207,47
206,88
206,28 205,64 204,98 204,29 203,57 202,81 202,03 201,21
200,35
199,45
198,51
196,40
194,39
Rota 2 c/ conexão
236,77
236,07
235,34
234,58 233,79 232,96 232,09 231,19 230,25 229,27 228,24
227,17
226,05
224,88
222,24
219,72
Rota 3 s/ conexão
321,13
319,02
316,92
314,84 314,16 313,59 319,66 317,37 315,08 312,79 310,49
308,19
305,87
303,54
300,05
296,71
Rota 3 c/ conexão
355,94
353,30
350,68
348,08 347,09 346,22 352,97 350,10 347,24 344,38 341,51
338,63
335,73
332,82
328,45
324,29
Rota 4 s/ conexão
323,52
321,03
318,55
321,50 320,51 318,98 321,78 319,07 316,36 313,65 310,93
308,21
305,47
302,71
298,58
294,63
Rota 4 c/ conexão
361,59
358,47
355,36
358,54 357,15 355,12 358,07 354,68 351,30 347,91 344,51
341,10
337,68
334,23
329,06
324,13
Rota 5 s/ conexão
392,86
389,70
386,56
394,90 392,77 390,21 390,89 387,43 383,96 380,49 377,00
373,50
369,98
366,42
360,96
355,76
Rota 5 c/ conexão
437,59
433,64
429,71
439,08 436,30 433,03 433,47 429,15 424,82 420,47 416,12
411,74
407,33
402,89
396,07
389,56
Rota 5 s/ conexão +plt
330,01
326,84
323,70
332,05 329,92 327,36 328,03 324,57 321,11 317,63 314,15
310,64
307,12
303,57
298,11
292,90
Rota 5 c/ conexão +plt
374,74
370,78
366,85
376,22 373,45 370,17 370,62 366,29 361,96 357,62 353,26
348,88
344,47
340,03
333,21
326,70
Rota 6 s/ conexão
418,54
413,90
409,28
404,69 400,11 395,55 391,00 386,45 381,89 377,33 372,76
368,17
363,55
358,90
352,10
345,58
Rota 6 c/ conexão
474,28
468,48
462,71
456,97 451,25 445,55 439,86 434,17 428,47 422,77 417,06
411,32
405,55
399,74
391,23
383,09
Rota 6 s/ conexão +plt
406,96
402,32
397,70
393,11 388,54 383,97 379,42 374,87 370,32 365,76 361,18
356,59
351,97
347,33
340,52
334,00
Rota 6 c/ conexão +plt
462,71
456,90
451,13
445,39 439,67 433,97 428,28 422,59 416,90 411,20 405,48
399,74
393,97
388,16
379,65
371,51
A1/A2
A4_CON /A3/A A3_VER
V
4_AZU
DE
L
200,69
204,67
301,60
acima
Fonte: Elaboração própria.
245
JUROS MENOS 30%
TABELA 98– SENSIBILIDADE NEGATIVA NA TAXA DE JUROS NA MICRORREGIÃO DE TOLEDO/PR
Custo da eletricidade
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
[R$/MWh]
175,77 176,77 176,96 177,61 177,36 177,09 176,82 176,55 176,26 175,96 175,66
Rota 1 s/ conexão
2026
2027
2028
2029
2030
175,35
175,02
174,69
174,34
173,99
Rota 1 c/ conexão
198,09
199,31 199,54 200,32
199,97 199,62 199,25 198,88 198,49 198,09
197,68
197,26
196,82
196,37
195,90
195,42
Rota 2 s/ conexão
151,44
151,04 150,62 150,19
149,74 149,28 148,81 148,33 147,83 147,31
146,78
146,23
145,66
145,08
144,48
143,86
Rota 2 c/ conexão
174,87
174,36 173,84 173,30
172,74 172,17 171,58 170,97 170,35 169,70
169,04
168,35
167,64
166,92
164,89
163,00
Rota 3 s/ conexão
238,36
237,74 237,09 236,43
239,07 240,68 242,98 242,15 241,31 240,43
239,53
238,61
237,65
236,67
233,80
231,14
Rota 3 c/ conexão
267,74
266,96 266,15 265,32
268,27 270,03 272,58 271,55 270,49 269,40
268,28
267,12
265,92
264,69
261,11
257,79
Rota 4 s/ conexão
242,13
241,39 240,63 243,12
245,75 246,67 247,59 246,62 245,61 244,58
243,52
242,42
241,29
240,12
236,73
233,58
Rota 4 c/ conexão
273,96
273,03 272,08 274,86
277,78 278,73 279,68 278,47 277,22 275,93
274,60
273,22
271,81
270,35
266,12
262,18
Rota 5 s/ conexão
294,63
293,66 292,66 299,16
301,02 301,10 301,45 300,18 298,86 297,50
296,10
294,66
293,17
291,63
287,18
283,04
Rota 5 c/ conexão
331,46
330,24 328,99 336,35
338,38 338,35 338,63 337,03 335,38 333,68
331,93
330,13
328,27
326,35
320,79
315,60
Rota 5 s/ conexão +plt
231,78
230,81 229,80 236,30
238,17 238,24 238,60 237,32 236,00 234,64
233,24
231,80
230,31
228,78
224,32
220,18
Rota 5 c/ conexão +plt
268,60
267,38 266,13 273,49
275,53 275,49 275,77 274,17 272,53 270,83
269,08
267,27
265,41
263,50
257,93
252,75
Rota 6 s/ conexão
300,17
307,34 315,19 313,71
312,18 310,61 308,99 307,32 305,59 303,82
301,99
300,11
298,16
296,16
290,70
285,61
Rota 6 c/ conexão
342,13
350,20 359,04 357,18
355,27 353,31 351,28 349,19 347,04 344,82
342,54
340,18
337,75
335,25
328,43
322,06
Rota 6 s/ conexão +plt
288,59
295,77 303,62 302,13
300,61 299,03 297,41 295,74 294,02 292,24
290,42
288,53
286,59
284,58
279,13
274,03
Rota 6 c/ conexão +plt
330,55
338,63 347,46 345,61
343,70 341,73 339,71 337,62 335,46 333,25
330,96
328,60
326,17
323,67
316,85
310,48
A1/A2
A3_
A4/AS_ /A3/A
A4_
AS_
VERD
CONV 4/AS_
VERDE VERDE
E
AZUL
150,84
153,70 233,14 252,78
257,39
acima
Fonte: Elaboração própria
246
TABELA 99– SENSIBILIDADE NA NEGATIVA TAXA DE JUROS NA MICRORREGIÃO DE UBERABA/MG
Custo da eletricidade
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
[R$/MWh]
201,55 201,08 200,60 200,11 199,60 199,08 198,54 197,98 197,41 196,81 196,21
Rota 1 s/ conexão
2026
2027
2028
2029
2030
195,58
194,93
194,26
194,23
194,09
Rota 1 c/ conexão
231,14
230,51 229,86
229,19
228,51 227,80 227,07 226,32 225,54
224,75
223,92
223,07
222,20
221,30
221,17
220,91
Rota 2 s/ conexão
195,04
194,22 193,39
192,52
191,63 190,72 192,46 193,55 194,17
194,43
194,41
194,16
192,11
191,61
188,68
185,86
Rota 2 c/ conexão
227,56
226,55 225,50
224,42
223,31 222,17 224,13 225,33 225,97
226,18
226,06
225,67
223,17
222,48
218,75
215,18
Rota 3 s/ conexão
269,71
277,25 285,84
290,05
295,34 297,33 300,82 303,21 304,80
304,84
305,41
305,59
303,25
302,96
302,42
301,65
Rota 3 c/ conexão
304,34
312,92 322,68
327,41
333,35 335,51 339,37 341,97 343,63
343,52
344,00
344,03
341,17
340,65
339,83
338,75
Rota 4 s/ conexão
294,13
309,29 320,72
329,09
333,90 336,70 338,25 334,29 334,87
334,92
334,56
333,86
332,89
330,78
329,42
327,86
Rota 4 c/ conexão
334,28
351,58 364,58
374,04
379,39 382,43 384,04 379,32 379,79
379,65
379,02
378,00
376,66
374,02
372,22
370,18
Rota 5 s/ conexão
372,03
400,02 414,80
421,92
425,54 424,44 425,35 425,39 424,81
423,77
422,36
420,64
418,66
416,46
414,05
409,38
Rota 5 c/ conexão
421,43
453,55 470,40
478,40
482,36 480,87 481,69 481,49 480,58
479,11
477,21
474,96
472,39
469,56
466,48
460,81
Rota 5 s/ conexão +plt
309,17
337,16 351,94
359,06
362,68 361,58 362,49 362,53 361,96
360,91
359,50
357,78
355,80
353,60
351,19
346,52
Rota 5 c/ conexão +plt
358,57
390,69 407,54
415,54
419,50 418,02 418,83 418,63 417,72
416,25
414,36
412,10
409,53
406,70
403,62
397,95
Rota 6 s/ conexão
516,99
514,20 511,32
508,35
505,30 502,15 498,91 495,57 492,12
488,58
484,92
487,31
488,68
489,18
488,93
483,14
Rota 6 c/ conexão
591,44
587,95 584,35
580,64
576,82 572,89 568,84 564,66 560,36
555,92
551,35
553,64
554,75
554,84
554,05
546,96
Rota 6 s/ conexão +plt
505,42
502,62 499,74
496,78
493,72 490,57 487,33 483,99 480,55
477,00
473,34
475,74
477,11
477,61
477,35
471,56
Rota 6 c/ conexão +plt
579,87
576,37 572,77
569,07
565,25 561,31 557,26 553,09 548,78
544,35
539,77
542,07
543,17
543,26
542,47
535,39
A1/A2
A4/AS_ /A3/A A3_V A4_VER AS_V
CONV 4/AS_ ERDE
DE
ERDE
AZUL
163,86
167,02 296,26
296,73
301,64 acima
Fonte: Elaboração própria
247
TABELA 100– SENSIBILIDADE NA NEGATIVA TAXA DE JUROS NA MICRORREGIÃO DE SANTA MARIA DA VITÓRIA/BA
Custo da eletricidade
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
[R$/MWh]
195,36 195,03 194,69 194,34 193,97 193,60 193,21 192,81 192,41 191,98 191,55 191,10 190,64 190,16 189,67 188,86
Rota 1 s/ conexão
Rota 1 c/ conexão
216,48
216,03
215,57
215,09
214,60 214,09
213,57
213,04 212,48 211,91 211,33 210,72
210,10 209,45 208,79 207,73
Rota 2 s/ conexão
175,15
174,57
173,97
173,36
172,72 172,07
171,40
170,70 169,99 169,25 168,49 167,70
166,90 166,06 163,75 161,59
Rota 2 c/ conexão
198,37
197,64
196,89
196,12
195,33 194,51
193,67
192,80 191,91 190,99 190,04 189,06
188,05 187,01 184,12 181,42
Rota 3 s/ conexão
277,25
279,02
284,67
284,18
283,46 282,61
281,67
281,39 280,23 277,91 275,78 274,70
274,82 273,12 268,60 264,47
Rota 3 c/ conexão
306,82
308,76
315,14
314,48
313,55 312,47
311,28
310,83 309,39 306,60 304,05 302,69
302,67 300,59 295,01 289,91
Rota 4 s/ conexão
293,41
295,75
300,59
300,64
298,66 296,90
296,28
295,45 293,65 291,90 289,54 287,87
287,22 285,41 280,57 275,68
Rota 4 c/ conexão
327,30
329,87
335,31
335,23
332,84 330,69
329,85
328,74 326,54 324,39 321,53 319,46
318,55 316,32 310,27 304,23
Rota 5 s/ conexão
368,43
366,97
371,82
371,04
367,93 366,88
365,59
362,95 361,49 358,96 356,50 354,08
353,03 351,12 344,49 337,86
Rota 5 c/ conexão
410,84
409,02
414,44
413,38
409,65 408,27
406,61
403,39 401,53 398,44 395,42 392,43
391,00 388,59 380,35 372,16
Rota 5 s/ conexão +plt
305,57
304,11
308,96
308,18
305,08 304,03
302,73
300,09 298,63 296,10 293,65 291,22
290,17 288,26 281,64 275,01
Rota 5 c/ conexão +plt
347,98
346,16
351,58
350,53
346,79 345,42
343,75
340,54 338,67 335,58 332,56 329,57
328,14 325,73 317,49 309,30
Rota 6 s/ conexão
406,64
404,64
402,59
400,47
398,29 396,04
393,72
391,34 388,88 386,34 383,73 381,04
378,26 375,40 367,61 360,33
Rota 6 c/ conexão
458,61
456,12
453,54
450,90
448,17 445,36
442,47
439,48 436,41 433,24 429,97 426,61
423,14 419,56 409,82 400,72
Rota 6 s/ conexão +plt
395,07
393,07
391,01
388,89
386,71 384,46
382,15
379,76 377,30 374,77 372,15 369,46
366,68 363,82 356,03 348,75
Rota 6 c/ conexão +plt
447,03
444,54
441,97
439,32
436,59 433,78
430,89
427,91 424,83 421,66 418,40 415,03
411,56 407,98 398,24 389,14
A1/A2
A3/A4_ /A3/A A3_VER A4_VER
CONV 4_AZ
DE
DE
UL
146,72
149,69
297,77
322,24
acima
Fonte: Elaboração própria
248
TABELA 101– SENSIBILIDADE NEGATIVA NA TAXA DE JUROS NA MICRORREGIÃO DE CAMPANHA OCIDENTAL/RS
Custo da eletricidade
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
[R$/MWh]
254,61 254,14 253,66 253,17 252,66 252,14 251,60 251,04 250,47 247,89 247,48 247,01 246,51
Rota 1 s/ conexão
2028
2029
2030
245,96
245,38
244,76
Rota 1 c/ conexão
283,78
283,15 282,51 281,84
281,15
280,44
279,72
278,96
278,19
274,93
274,36
273,71
273,01
272,27
271,47
270,63
Rota 2 s/ conexão
230,58
229,77 228,93 228,07
227,18
226,26
225,32
224,35
223,35
222,32
221,25
220,15
219,02
217,86
214,62
211,60
Rota 2 c/ conexão
262,69
261,68 260,63 259,55
258,44
257,30
256,12
254,90
253,65
252,36
251,03
249,66
248,25
246,79
242,74
238,96
Rota 3 s/ conexão
337,43
336,44 335,43 334,39
333,32
332,21
332,95
336,64
337,75
338,36
339,96
339,76
340,52
338,71
334,85
332,49
Rota 3 c/ conexão
373,70
372,48 371,21 369,91
368,57
367,19
367,91
371,99
373,12
373,67
375,34
374,95
375,63
373,27
368,36
365,22
Rota 4 s/ conexão
346,35
345,19 343,99 351,01
358,72
360,47
364,18
366,66
368,25
366,95
367,50
367,59
365,59
365,11
360,42
354,60
Rota 4 c/ conexão
386,49
385,03 383,54 391,44
400,12
401,98
406,06
408,72
410,34
408,67
409,08
408,97
406,48
405,69
399,67
392,42
Rota 5 s/ conexão
423,64
422,11 442,94 454,12
460,60
459,49
462,23
463,74
464,36
464,31
460,91
460,13
458,98
457,50
450,36
441,78
Rota 5 c/ conexão
471,62
469,71 493,51 506,17
513,42
511,93
514,86
516,35
516,81
516,49
512,33
511,16
509,55
507,54
498,50
487,86
Rota 5 s/ conexão +plt
360,78
359,25 380,08 391,26
397,74
396,63
399,38
400,88
401,50
401,45
398,05
397,28
396,12
394,64
387,51
378,92
Rota 5 c/ conexão +plt
408,76
406,85 430,65 443,32
450,56
449,07
452,00
453,49
453,96
453,64
449,47
448,31
446,69
444,69
435,64
425,01
Rota 6 s/ conexão
552,94
550,15 547,27 544,30
541,25
538,10
534,86
531,52
528,08
524,53
520,87
517,10
513,21
509,20
498,30
488,11
Rota 6 c/ conexão
625,31
621,82 618,22 614,51
610,70
606,76
602,71
598,53
594,23
589,79
585,22
580,51
575,65
570,64
557,00
544,27
Rota 6 s/ conexão +plt
541,37
538,57 535,69 532,73
529,67
526,53
523,28
519,94
516,50
512,95
509,29
505,52
501,63
497,63
486,72
476,53
Rota 6 c/ conexão +plt
613,74
610,24 606,64 602,94
599,12
595,19
591,13
586,96
582,65
578,22
573,64
568,93
564,07
559,06
545,43
532,69
A1/A2
A4_CON /A3/A A3_VE
V
4_AZU RDE
L
158,71
161,76 291,24
acima
Fonte: Elaboração própria
249
TABELA 102 – SENSIBILIDADE NEGATIVA NA TAXA DE JUROS NA MICRORREGIÃO DE ALTO TELES PIRES/MT
Custo da eletricidade
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
[R$/MWh]
240,93 242,16 242,43 243,26 242,98 242,68 242,38 242,07 241,76 241,43 241,09 240,74 240,38
Rota 1 s/ conexão
2028
2029
2030
240,01
239,63
239,23
Rota 1 c/ conexão
264,96
266,48 266,78 267,78
267,40
267,01
266,60
266,19
265,75
265,31
264,85
264,38
263,90
263,40
262,88
262,35
Rota 2 s/ conexão
198,82
198,37 197,90 197,42
196,93
196,42
195,89
195,35
194,80
194,22
193,63
193,02
192,40
191,75
189,95
188,27
Rota 2 c/ conexão
225,26
224,69 224,11 223,51
222,89
222,26
221,60
220,93
220,23
219,52
218,78
218,01
217,23
216,42
214,17
212,07
Rota 3 s/ conexão
309,04
308,35 307,65 306,92
307,47
308,14
315,17
314,26
313,32
312,35
311,35
310,32
309,26
308,16
304,98
302,03
Rota 3 c/ conexão
340,83
339,97 339,09 338,17
338,73
339,41
347,36
346,22
345,05
343,83
342,58
341,30
339,97
338,60
334,62
330,93
Rota 4 s/ conexão
309,22
308,41 307,57 311,72
312,27
312,30
316,48
315,40
314,28
313,13
311,95
310,73
309,48
308,18
304,42
300,92
Rota 4 c/ conexão
343,71
342,69 341,64 346,31
346,84
346,77
351,44
350,09
348,70
347,26
345,78
344,26
342,69
341,07
336,36
331,99
Rota 5 s/ conexão
373,86
372,79 371,69 381,11
380,99
380,45
382,97
381,54
380,08
378,57
377,01
375,41
373,76
372,05
367,10
362,50
Rota 5 c/ conexão
413,84
412,50 411,13 421,85
421,58
420,82
423,57
421,79
419,96
418,07
416,13
414,13
412,06
409,93
403,74
397,99
Rota 5 s/ conexão +plt
311,00
309,93 308,83 318,26
318,14
317,59
320,11
318,69
317,22
315,71
314,16
312,55
310,90
309,20
304,25
299,64
Rota 5 c/ conexão +plt
350,98
349,65 348,27 358,99
358,72
357,96
360,71
358,93
357,10
355,22
353,27
351,27
349,20
347,07
340,88
335,13
Rota 6 s/ conexão
390,78
389,22 387,62 385,98
384,28
382,53
380,73
378,87
376,96
374,99
372,96
370,86
368,70
366,47
360,42
354,75
Rota 6 c/ conexão
439,58
437,64 435,64 433,58
431,46
429,27
427,02
424,70
422,31
419,84
417,30
414,69
411,99
409,20
401,63
394,55
Rota 6 s/ conexão +plt
379,20
377,65 376,05 374,40
372,70
370,95
369,15
367,30
365,38
363,41
361,38
359,29
357,13
354,90
348,84
343,18
Rota 6 c/ conexão +plt
428,00
426,06 424,06 422,00
419,88
417,70
415,44
413,12
410,73
408,27
405,73
403,11
400,41
397,63
390,05
382,98
A1/A2
A4_CON /A3/A A3_VE
V
4_AZU RDE
L
200,69
204,67 301,60
acima
Fonte: Elaboração própria.
250
JUROS + 30%
TABELA 103 – SENSIBILIDADE POSITIVA NA TAXA DE JUROS NA MICRORREGIÃO TOLEDO/PR
Custo da eletricidade
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
[R$/MWh]
184,76 186,10 186,35 187,20 186,82 186,42 185,99 185,54 185,06 184,56 184,03
Rota 1 s/ conexão
2026
2027
2028
2029
2030
183,46
182,87
182,23
181,56
180,85
Rota 1 c/ conexão
210,24
211,92
212,21
213,26 212,75 212,20 211,63
211,02
210,38
209,70
208,98
208,22
207,41
206,55
205,65
204,69
Rota 2 s/ conexão
168,72
168,15
167,56
166,93 166,26 165,56 164,82
164,03
163,20
162,32
161,39
160,40
159,36
158,25
157,08
155,84
Rota 2 c/ conexão
195,88
195,17
194,42
193,64 192,81 191,93 191,00
190,01
188,98
187,88
186,71
185,48
184,18
182,79
180,06
177,39
Rota 3 s/ conexão
264,19
263,33
262,41
261,44 264,67 266,53 269,24
267,91
266,50
265,02
263,44
261,78
260,01
258,14
254,32
250,60
Rota 3 c/ conexão
300,03
298,94
297,80
296,59 300,27 302,36 305,40
303,74
301,99
300,13
298,16
296,08
293,87
291,54
286,75
282,11
Rota 4 s/ conexão
272,70
271,67
270,59
273,64 276,83 277,77 278,67
277,09
275,43
273,67
271,81
269,84
267,75
265,54
261,01
256,62
Rota 4 c/ conexão
312,17
310,89
309,53
313,01 316,63 317,61 318,53
316,57
314,49
312,29
309,96
307,50
304,89
302,12
296,46
290,97
Rota 5 s/ conexão
334,84
333,49
332,06
340,26 342,43 342,23 342,33
340,26
338,08
335,76
333,31
330,72
327,97
325,06
319,11
313,33
Rota 5 c/ conexão
381,72
380,03
378,24
387,74 390,15 389,76 389,73
387,14
384,41
381,51
378,45
375,21
371,78
368,14
360,70
353,47
Rota 5 s/ conexão +plt
271,99
270,63
269,21
277,41 279,58 279,38 279,47
277,41
275,22
272,90
270,46
267,86
265,12
262,21
256,25
250,47
Rota 5 c/ conexão +plt
318,86
317,17
315,39
324,88 327,29 326,91 326,87
324,28
321,55
318,66
315,59
312,35
308,92
305,28
297,84
290,61
Rota 6 s/ conexão
352,69
361,85
371,81
369,65 367,36 364,94 362,38
359,68
356,83
353,80
350,60
347,21
343,63
339,83
332,41
325,18
Rota 6 c/ conexão
407,78
418,34
429,81
427,10 424,24 421,22 418,03
414,65
411,08
407,30
403,30
399,07
394,58
389,83
380,56
371,52
Rota 6 s/ conexão +plt
341,12
350,27
360,24
358,07 355,78 353,36 350,81
348,11
345,25
342,23
339,03
335,64
332,05
328,25
320,84
313,61
Rota 6 c/ conexão +plt
396,21
406,76
418,24
415,53 412,67 409,65 406,45
403,08
399,50
395,72
391,72
387,49
383,01
378,26
368,99
359,95
A1/A2
AS_
A4/AS_ /A3/A A3_
A4_
VERD
CONV 4/AS_ VERDE VERDE
E
AZUL
150,84
153,70
233,14
252,78 257,39 acima
Fonte: Elaboração própria.
251
TABELA 104 – SENSIBILIDADE POSITIVA NA TAXA DE JUROS NA MICRORREGIÃO UBERABA/MG
Custo da eletricidade
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
[R$/MWh]
221,34 220,69 220,01 219,29 218,52 217,72 216,87 215,97 215,01 214,01 212,94
Rota 1 s/ conexão
2026
2027
2028
2029
2030
211,81
210,62
209,35
208,86
208,16
Rota 1 c/ conexão
257,85
256,98
256,06
255,08
254,05 252,97 251,82
250,60
249,32 247,96 246,52
244,99
243,38
241,67
240,92
239,91
Rota 2 s/ conexão
228,65
227,52
226,33
225,07
223,73 222,33 224,44
225,62
226,11 226,04 225,52
224,61
221,25
219,84
215,84
211,80
Rota 2 c/ conexão
269,58
268,17
266,68
265,10
263,44 261,68 264,10
265,41
265,88 265,69 264,95
263,73
259,59
257,76
252,71
247,61
Rota 3 s/ conexão
306,30
315,92
326,83
332,07
338,62 340,86 344,96
347,55
349,03 348,44 348,42
347,77
343,84
342,36
340,42
338,03
Rota 3 c/ conexão
350,07
361,25
373,93
379,93
387,46 389,93 394,55
397,40
398,92 398,02 397,76
396,75
391,92
389,91
387,33
384,22
Rota 4 s/ conexão
341,36
360,76
375,30
385,82
391,66 394,85 396,34
390,68
390,73 389,98 388,57
386,61
384,14
380,10
376,82
373,11
Rota 4 c/ conexão
393,32
415,92
432,80
444,95
451,60 455,12 456,64
449,81
449,61 448,47 446,54
443,94
440,73
435,67
431,47
426,75
Rota 5 s/ conexão
437,11
473,21
492,11
500,99
505,23 503,27 503,78
503,04
501,37 498,94 495,87
492,23
488,07
483,42
478,28
470,09
Rota 5 c/ conexão
502,78
545,04
567,04
577,23
581,97 579,41 579,72
578,56
576,27 573,07 569,10
564,45
559,16
553,26
546,76
536,69
Rota 5 s/ conexão +plt
374,25
410,36
429,26
438,13
442,37 440,41 440,92
440,18
438,51 436,08 433,01
429,37
425,22
420,56
415,42
407,23
Rota 5 c/ conexão +plt
439,92
482,18
504,18
514,38
519,11 516,55 516,87
515,70
513,41 510,21 506,25
501,59
496,30
490,40
483,90
473,84
Rota 6 s/ conexão
635,67
631,79
627,68
623,35
618,78 613,94 608,83
603,43
597,71 591,67 585,27
586,31
585,73
583,70
580,35
569,74
Rota 6 c/ conexão
739,79
734,93
729,81
724,39
718,67 712,63 706,24
699,49
692,34 684,78 676,78
677,39
676,05
672,98
668,32
655,21
Rota 6 s/ conexão +plt
624,10
620,21
616,11
611,78
607,20 602,36 597,25
591,85
586,14 580,09 573,69
574,73
574,15
572,12
568,77
558,16
Rota 6 c/ conexão +plt
728,22
723,36
718,23
712,82
707,10 701,05 694,66
687,91
680,77 673,21 665,21
665,81
664,48
661,41
656,75
643,64
A1/A2/A
A4/AS_C
A3_VE
3/A4/AS
ONV
RDE
_AZUL
A4_VER
DE
AS_VE
RDE
296,73
301,64 acima
163,86
167,02
296,26
Fonte: Elaboração própria.
252
TABELA 105 – SENSIBILIDADE POSITIVA NA TAXA DE JUROS NA MICRORREGIÃO SANTA MARIA DA VITÓRIA/BA
Custo da eletricidade
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
[R$/MWh]
209,50 209,04 208,55 208,03 207,49 206,91 206,31 205,66 204,98 204,26 203,50 202,70 201,84
Rota 1 s/ conexão
2028
2029
2030
200,94
199,98
198,57
Rota 1 c/ conexão
235,56
234,94 234,28 233,58 232,85
232,07
231,25
230,38
229,46
228,49
227,46
226,38
225,22
224,00
222,71
220,85
Rota 2 s/ conexão
199,16
198,35 197,50 196,60 195,65
194,65
193,59
192,46
191,28
190,02
188,69
187,28
185,79
184,21
181,08
178,04
Rota 2 c/ conexão
228,38
227,37 226,31 225,18 223,99
222,74
221,41
220,01
218,52
216,95
215,29
213,53
211,67
209,69
205,78
201,97
Rota 3 s/ conexão
312,77
314,95 322,08 321,27 320,13
318,78
317,25
316,51
314,59
311,12
307,85
305,83
305,21
302,22
296,24
290,56
Rota 3 c/ conexão
351,22
353,68 361,90 360,85 359,39
357,67
355,75
354,73
352,34
348,13
344,14
341,59
340,66
336,96
329,56
322,53
Rota 4 s/ conexão
337,27
340,16 346,22 346,06 343,26
340,68
339,50
337,97
335,15
332,30
328,60
325,68
323,94
320,64
314,18
307,45
Rota 4 c/ conexão
382,13
385,39 392,34 392,02 388,59
385,42
383,87
381,90
378,42
374,89
370,36
366,74
364,46
360,35
352,29
343,94
Rota 5 s/ conexão
428,74
426,72 432,77 431,49 427,15
425,37
423,20
419,21
416,64
412,60
408,54
404,40
401,85
398,07
389,25
380,13
Rota 5 c/ conexão
486,23
483,70 490,63 488,95 483,67
481,38
478,63
473,72
470,47
465,48
460,46
455,33
452,04
447,29
436,30
425,00
Rota 5 s/ conexão +plt
365,89
363,86 369,91 368,63 364,29
362,52
360,35
356,35
353,78
349,74
345,68
341,54
339,00
335,22
326,40
317,28
Rota 5 c/ conexão +plt
423,38
420,84 427,77 426,09 420,81
418,53
415,77
410,87
407,61
402,63
397,60
392,47
389,18
384,43
373,45
362,14
Rota 6 s/ conexão
489,18
486,40 483,47 480,38 477,11
473,66
470,01
466,15
462,07
457,75
453,18
448,34
443,21
437,78
427,19
416,86
Rota 6 c/ conexão
561,78
558,31 554,65 550,78 546,70
542,38
537,82
532,99
527,89
522,49
516,78
510,73
504,32
497,54
484,30
471,38
Rota 6 s/ conexão +plt
477,60
474,83 471,90 468,80 465,54
462,08
458,43
454,57
450,49
446,17
441,60
436,76
431,64
426,21
415,61
405,28
Rota 6 c/ conexão +plt
550,21
546,74 543,08 539,21 535,12
530,81
526,24
521,42
516,32
510,92
505,20
499,15
492,75
485,96
472,72
459,81
A3/A4_
CONV
A1/A2
/A3/A A3_VE A4_VE
4_AZU RDE
RDE
L
146,72
149,69 297,77 322,24
acima
Fonte: Elaboração própria.
253
TABELA 106 – SENSIBILIDADE POSITIVA NA TAXA DE JUROS NA MICRORREGIÃO CAMPANHA OCIDENTAL/RS
Custo da eletricidade
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
[R$/MWh]
274,40 273,75 273,07 272,35 271,58 270,78 269,93 269,03 268,08 264,42 263,62 262,72 261,72
Rota 1 s/ conexão
2028
2029
2030
260,63
259,44
258,15
Rota 1 c/ conexão
310,50 309,62
308,70
307,73 306,70
305,61
304,46
303,25
301,96
297,25
296,16
294,92
293,56
292,07
290,45
288,70
Rota 2 s/ conexão
264,20 263,06
261,87
260,61 259,28
257,87
256,39
254,82
253,15
251,39
249,53
247,56
245,47
243,26
238,88
234,62
Rota 2 c/ conexão
304,71 303,30
301,81
300,23 298,57
296,81
294,95
292,99
290,91
288,71
286,38
283,92
281,31
278,55
273,07
267,74
Rota 3 s/ conexão
378,02 376,66
375,21
373,69 372,09
370,39
370,98
375,28
376,19
376,38
377,71
376,67
376,70
373,67
368,41
364,39
Rota 3 c/ conexão
424,45 422,74
420,94
419,04 417,03
414,90
415,45
420,29
421,16
421,19
422,52
421,08
420,87
416,98
410,32
405,09
Rota 4 s/ conexão
394,39 392,78
391,07
399,84 409,42
411,29
415,57
418,18
419,53
417,11
416,90
415,97
412,29
410,34
403,94
395,85
Rota 4 c/ conexão
446,53 444,52
442,38
452,48 463,50
465,51
470,30
473,11
474,44
471,36
470,83
469,45
464,85
462,23
454,08
443,98
Rota 5 s/ conexão
486,83 484,70
511,38
525,49 533,42
531,47
534,37
535,54
535,43
534,30
528,75
526,37
523,31
519,62
509,98
498,14
Rota 5 c/ conexão
550,60 547,94
579,05
595,38 604,45
601,91
605,03
606,10
605,65
603,98
597,14
593,96
589,96
585,20
573,02
558,31
Rota 5 s/ conexão +plt 423,97 421,84
Rota 5 c/ conexão +plt 487,74 485,09
448,52
462,63 470,57
468,62
471,51
472,68
472,57
471,45
465,90
463,52
460,45
456,77
447,13
435,28
516,20
532,53 541,59
539,06
542,17
543,24
542,79
541,13
534,28
531,10
527,10
522,34
510,16
495,45
Rota 6 s/ conexão
668,50 664,61
660,51
656,18 651,60
646,77
641,66
636,25
630,54
624,49
618,09
611,32
604,14
596,54
581,71
567,25
Rota 6 c/ conexão
769,76 764,90
759,77
754,36 748,64
742,59
736,20
729,45
722,31
714,75
706,75
698,28
689,31
679,81
661,27
643,19
Rota 6 s/ conexão +plt 656,92 653,04
Rota 6 c/ conexão +plt 758,18 753,32
648,93
644,60 640,03
635,19
630,08
624,68
618,96
612,92
606,52
599,74
592,57
584,96
570,14
555,67
748,19
742,78 737,06
731,02
724,63
717,87
710,73
703,17
695,17
686,70
677,73
668,23
649,70
631,62
A1/A2
A4_CO /A3/A A3_VER
NV
4_AZU
DE
L
158,71 161,76
291,24
acima
Fonte: Elaboração própria.
254
TABELA 107 – SENSIBILIDADE POSITIVA NA TAXA DE JUROS NA MICRORREGIÃO ALTO TELES PIRES/MT
Custo da eletricidade
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
[R$/MWh]
250,82 252,48 252,83 253,91 253,49 253,04 252,57 252,07 251,54 250,98 250,39 249,76
Rota 1 s/ conexão
2027
2028
2029
2030
249,10
248,39
247,65
246,86
Rota 1 c/ conexão
278,32
280,41
280,82 282,17 281,59 280,99 280,35
279,68
278,96
278,21
277,41
276,56
275,66
274,71
273,71
272,64
Rota 2 s/ conexão
217,49
216,86
216,20 215,50 214,76 213,98 213,15
212,28
211,36
210,38
209,35
208,25
207,09
205,86
203,43
201,06
Rota 2 c/ conexão
248,60
247,81
246,98 246,11 245,19 244,21 243,18
242,08
240,93
239,71
238,42
237,05
235,60
234,06
231,02
228,06
Rota 3 s/ conexão
337,46
336,50
335,49 334,43 334,98 335,62 344,35
342,88
341,32
339,66
337,92
336,06
334,10
332,03
327,78
323,65
Rota 3 c/ conexão
376,35
375,15
373,89 372,56 373,11 373,76 383,84
381,99
380,04
377,97
375,79
373,48
371,02
368,43
363,12
357,96
Rota 4 s/ conexão
342,85
341,72
340,52 345,69 346,19 345,98 351,01
349,26
347,41
345,46
343,39
341,20
338,88
336,42
331,39
326,51
Rota 4 c/ conexão
385,74
384,33
382,83 388,78 389,24 388,87 394,60
392,42
390,11
387,66
385,08
382,34
379,44
376,37
370,08
363,98
Rota 5 s/ conexão
418,09
416,60
415,03 426,99 426,57 425,55 428,38
426,09
423,66
421,08
418,36
415,48
412,43
409,20
402,58
396,16
Rota 5 c/ conexão
469,13
467,27
465,31 479,19 478,55 477,20 480,34
477,47
474,43
471,22
467,81
464,21
460,40
456,36
448,09
440,06
Rota 5 s/ conexão +plt
355,23
353,75
352,18 364,14 363,72 362,69 365,53
363,23
360,80
358,23
355,51
352,62
349,57
346,34
339,72
333,30
Rota 5 c/ conexão +plt
406,27
404,41
402,45 416,34 415,70 414,34 417,49
414,61
411,57
408,36
404,96
401,36
397,54
393,50
385,23
377,20
Rota 6 s/ conexão
454,97
452,81
450,53 448,13 445,59 442,90 440,06
437,06
433,88
430,52
426,97
423,20
419,22
415,00
406,76
398,72
Rota 6 c/ conexão
519,82
517,13
514,28 511,27 508,09 504,73 501,18
497,43
493,46
489,26
484,82
480,12
475,13
469,85
459,56
449,51
Rota 6 s/ conexão +plt
443,40
441,24
438,96 436,55 434,01 431,32 428,48
425,48
422,31
418,95
415,39
411,63
407,64
403,42
395,18
387,15
Rota 6 c/ conexão +plt
508,25
505,55
502,70 499,69 496,51 493,16 489,61
485,86
481,89
477,69
473,24
468,54
463,56
458,28
447,98
437,94
A1/A2/A
A4_CO
A3_VE
3/A4_AZ
NV
RDE
UL
200,69
204,67
301,60 acima
Fonte: Elaboração própria.
255
TIR = 7,4%
TABELA 108 – SENSIBILIDADE NEGATIVA NA TIR NA MICRORREGIÃO DE TOLEDO/PR
Custo da eletricidade
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
[R$/MWh]
176,64 177,63 177,79 178,40 178,08 177,74 177,39 177,02 176,64 176,24
Rota 1 s/ conexão
2025
2026
2027
2028
2029
2030
175,82
175,39
174,93
174,45
173,96
173,44
Rota 1 c/ conexão
199,27
200,48 200,65 201,38
200,94
200,49
200,02
199,52
199,00
198,46
197,90
197,31
196,70
196,05
195,38
194,68
Rota 2 s/ conexão
153,12
152,62 152,10 151,56
151,00
150,41
149,80
149,16
148,49
147,79
147,06
146,30
145,51
144,67
143,80
142,90
Rota 2 c/ conexão
177,44
176,82 176,17 175,49
174,79
174,05
173,29
172,49
171,65
170,78
169,87
168,92
167,92
166,88
165,01
163,19
Rota 3 s/ conexão
242,10
241,33 240,54 239,71
242,28
243,75
245,92
244,83
243,70
242,52
241,29
240,00
238,66
237,25
234,56
231,95
Rota 3 c/ conexão
272,40
271,45 270,45 269,42
272,28
273,88
276,25
274,90
273,49
272,01
270,47
268,86
267,18
265,42
262,05
258,79
Rota 4 s/ conexão
246,55
245,64 244,70 247,12
249,65
250,37
251,07
249,79
248,45
247,05
245,59
244,07
242,48
240,81
237,62
234,54
Rota 4 c/ conexão
279,48
278,35 277,17 279,85
282,65
283,36
284,04
282,43
280,76
279,02
277,19
275,29
273,30
271,22
267,23
263,37
Rota 5 s/ conexão
300,45
299,26 298,02 304,54
306,21
305,99
306,03
304,35
302,59
300,75
298,83
296,83
294,73
292,54
288,35
284,29
Rota 5 c/ conexão
338,72
337,23 335,69 343,08
344,87
344,47
344,35
342,24
340,05
337,75
335,35
332,85
330,23
327,49
322,25
317,17
Rota 5 s/ conexão +plt
237,59
236,40 235,16 241,68
243,36
243,14
243,18
241,49
239,73
237,89
235,97
233,97
231,88
229,69
225,49
221,43
Rota 5 c/ conexão +plt
275,86
274,38 272,83 280,22
282,01
281,61
281,49
279,39
277,19
274,89
272,49
269,99
267,37
264,63
259,39
254,31
Rota 6 s/ conexão
305,60
312,74 320,51 318,66
316,72
314,70
312,59
310,39
308,09
305,69
303,18
300,57
297,83
294,97
290,01
285,17
Rota 6 c/ conexão
348,91
356,95 365,69 363,37
360,95
358,42
355,79
353,03
350,16
347,16
344,03
340,76
337,34
333,76
327,57
321,51
Rota 6 s/ conexão +plt
294,02
301,16 308,94 307,08
305,14
303,12
301,01
298,81
296,52
294,12
291,61
288,99
286,25
283,40
278,44
273,59
Rota 6 c/ conexão +plt
337,34
345,37 354,11 351,79
349,37
346,85
344,21
341,46
338,59
335,59
332,45
329,18
325,76
322,19
315,99
309,93
A1/A2
A4/AS_C /A3/A
A3_
A4_
ONV
4/AS_ VERDE VERDE
AZUL
AS_
VERDE
150,84
153,70 233,14 252,78
257,39
acima
Fonte: Elaboração própria
256
TABELA 109 – SENSIBILIDADE NEGATIVA NA TIR NA MICRORREGIÃO DE UBERABA/MG
Custo da eletricidade
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
[R$/MWh]
203,47 202,90 202,31 201,69 201,04 200,37 199,67 198,93 198,17 197,37 196,53 195,66 194,75 193,79 193,44
Rota 1 s/ conexão
2030
192,95
Rota 1 c/ conexão
233,73
232,96
232,16
231,32
230,45
229,54 228,59 227,60 226,57 225,49 224,36 223,18 221,95 220,67 220,11
219,38
Rota 2 s/ conexão
199,14
198,15
197,12
196,04
194,91
193,73 195,27 196,10 196,41 196,31 195,87 195,16 192,59 191,55 188,89
186,20
Rota 2 c/ conexão
232,70
231,46
230,16
228,81
227,41
225,94 227,64 228,51 228,76 228,52 227,89 226,92 223,77 222,40 219,02
215,60
Rota 3 s/ conexão
274,10
281,72
290,39
294,50
299,67
301,40 304,63 306,68 307,85 307,40 307,42 306,99 303,96 302,93 301,59
299,94
Rota 3 c/ conexão
309,82
318,51
328,37
332,97
338,77
340,60 344,14 346,30 347,45 346,72 346,52 345,77 342,06 340,62 338,79
336,61
Rota 4 s/ conexão
299,79
315,24
326,78
335,10
339,68
342,14 343,27 338,70 338,73 338,15 337,08 335,61 333,78 330,75 328,38
325,74
Rota 4 c/ conexão
341,36
359,02
372,16
381,55
386,62
389,24 390,31 384,84 384,61 383,68 382,18 380,19 377,78 373,98 370,92
367,53
Rota 5 s/ conexão
379,83
408,49
423,39
430,29
433,52
431,82 432,12 431,47 430,10 428,17 425,79 423,01 419,88 416,42 412,65
406,53
Rota 5 c/ conexão
431,18
464,13
481,13
488,87
492,33
490,10 490,16 489,08 487,18 484,62 481,51 477,92 473,91 469,51 464,72
457,24
Rota 5 s/ conexão +plt
316,97
345,63
360,53
367,43
370,66
368,97 369,27 368,61 367,24 365,32 362,93 360,15 357,02 353,56 349,79
343,67
Rota 5 c/ conexão +plt
368,32
401,27
418,28
426,01
429,47
427,24 427,30 426,23 424,32 421,76 418,65 415,07 411,05 406,65 401,87
394,38
Rota 6 s/ conexão
526,18
522,77
519,21
515,49
511,62
507,58 503,36 498,96 494,36 489,56 484,55 485,45 485,16 483,83 481,57
473,71
Rota 6 c/ conexão
602,93
598,66
594,21
589,57
584,73
579,68 574,40 568,90 563,15 557,16 550,89 551,31 550,34 548,14 544,85
535,18
Rota 6 s/ conexão +plt
514,61
511,19
507,63
503,92
500,04
496,00 491,79 487,38 482,79 477,99 472,97 473,87 473,58 472,25 469,99
462,14
Rota 6 c/ conexão +plt
591,35
587,09
582,64
577,99
573,15
568,10 562,83 557,32 551,58 545,58 539,31 539,74 538,77 536,57 533,27
523,60
A1/A2
A4/AS_CO /A3/A
NV
4/AS_
AZUL
A3_VER
DE
A4_VER
DE
AS_VER
DE
296,26
296,73
301,64
163,86
167,02
acima
Fonte: Elaboração própria
257
TABELA 110 – SENSIBILIDADE NEGATIVA NA TIR NA MICRORREGIÃO DE SANTA MARIA DA VITÓRIA/BA
Custo da eletricidade
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
[R$/MWh]
196,73 196,33 195,90 195,46 195,00 194,52 194,02 193,49 192,95 192,38 191,78 191,16
Rota 1 s/ conexão
2027
2028
2029
2030
190,51
189,83
189,11
188,08
Rota 1 c/ conexão
218,33
217,78 217,21 216,61 215,99
215,34
214,66
213,96
213,22
212,45
211,64
210,80
209,92
209,00
208,04
206,68
Rota 2 s/ conexão
178,09
177,38 176,64 175,87 175,06
174,22
173,35
172,43
171,48
170,48
169,44
168,35
167,21
166,02
163,89
161,80
Rota 2 c/ conexão
202,04
201,15 200,22 199,26 198,25
197,20
196,11
194,97
193,77
192,52
191,22
189,86
188,44
186,96
184,28
181,68
Rota 3 s/ conexão
282,38
284,07 289,76 289,04 288,06
286,92
285,66
285,04
283,50
280,73
278,14
276,58
276,19
273,92
269,61
265,55
Rota 3 c/ conexão
313,23
315,07 321,50 320,55 319,30
317,85
316,26
315,40
313,48
310,13
307,00
305,03
304,38
301,58
296,28
291,26
Rota 4 s/ conexão
299,75
301,99 306,80 306,59 304,25
302,11
301,12
299,87
297,60
295,33
292,40
290,14
288,87
286,37
281,80
276,99
Rota 4 c/ conexão
335,22
337,67 343,06 342,67 339,82
337,21
335,90
334,28
331,48
328,68
325,12
322,31
320,62
317,52
311,81
305,87
Rota 5 s/ conexão
377,15
375,36 380,10 378,95 375,36
373,85
372,04
368,80
366,73
363,52
360,32
357,11
355,22
352,40
346,13
339,61
Rota 5 c/ conexão
421,74
419,51 424,80 423,28 418,93
416,98
414,68
410,71
408,08
404,13
400,19
396,22
393,75
390,19
382,40
374,35
Rota 5 s/ conexão +plt
314,29
312,51 317,25 316,10 312,50
310,99
309,19
305,95
303,87
300,66
297,47
294,25
292,36
289,54
283,28
276,76
Rota 5 c/ conexão +plt
358,88
356,65 361,94 360,42 356,07
354,12
351,82
347,86
345,23
341,28
337,34
333,36
330,89
327,33
319,54
311,49
Rota 6 s/ conexão
415,17
412,74 410,19 407,54 404,77
401,89
398,87
395,73
392,45
389,02
385,44
381,70
377,79
373,70
366,62
359,70
Rota 6 c/ conexão
469,28
466,23 463,05 459,73 456,28
452,67
448,90
444,97
440,87
436,58
432,10
427,43
422,54
417,44
408,59
399,93
Rota 6 s/ conexão +plt
403,60
401,16 398,62 395,96 393,20
390,31
387,30
384,15
380,87
377,44
373,86
370,12
366,21
362,13
355,04
348,12
Rota 6 c/ conexão +plt
457,70
454,65 451,47 448,16 444,70
441,09
437,32
433,39
429,29
425,00
420,53
415,85
410,97
405,86
397,01
388,35
A3/A4_
CONV
A1/A2
/A3/A A3_VE A4_VE
4_AZU RDE
RDE
L
146,72
149,69 297,77 322,24
acima
Fonte: Elaboração própria
258
TABELA 111 – SENSIBILIDADE NEGATIVA NA TIR NA MICRORREGIÃO DE CAMPANHA OCIDENTAL/RS
Custo da eletricidade
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
[R$/MWh]
256,53 255,96 255,37 254,75 254,10 253,43 252,73 251,99 251,23 248,42 247,79 247,09
Rota 1 s/ conexão
2027
2028
2029
2030
246,33
245,51
244,62
243,68
Rota 1 c/ conexão
286,37 285,60 284,80 283,97 283,10
282,19
281,24
280,25
279,22
275,65
274,78
273,82
272,78
271,65
270,45
269,17
Rota 2 s/ conexão
234,69 233,70 232,66 231,58 230,45
229,28
228,05
226,77
225,43
224,04
222,58
221,06
219,46
217,80
214,81
211,89
Rota 2 c/ conexão
267,83 266,59 265,29 263,94 262,54
261,07
259,53
257,93
256,26
254,51
252,69
250,79
248,80
246,72
242,98
239,34
Rota 3 s/ conexão
343,29 342,09 340,84 339,54 338,18
336,76
337,21
340,66
341,41
341,59
342,73
341,99
342,15
340,02
336,41
333,71
Rota 3 c/ conexão
381,04 379,54 377,97 376,34 374,64
372,87
373,23
377,02
377,69
377,71
378,80
377,73
377,67
374,92
370,32
366,74
Rota 4 s/ conexão
353,30 351,88 350,40 357,40 365,07
366,52
369,94
372,03
373,13
371,22
371,12
370,50
367,69
366,34
362,01
356,30
Rota 4 c/ conexão
395,16 393,39 391,54 399,43 408,07
409,54
413,25
415,42
416,44
414,00
413,62
412,62
409,10
407,23
401,67
394,55
Rota 5 s/ conexão
432,77 430,90 452,25 463,46 469,73
468,06
470,31
471,21
471,12
470,26
465,89
464,12
461,87
459,19
452,55
444,11
Rota 5 c/ conexão
483,03 480,70 505,14 517,85 524,83
522,64
524,96
525,69
525,26
523,93
518,56
516,15
513,16
509,66
501,23
490,78
Rota 5 s/ conexão +plt
369,91 368,05 389,39 400,61 406,87
405,20
407,45
408,36
408,26
407,40
403,03
401,27
399,02
396,33
389,69
381,25
Rota 5 c/ conexão +plt
420,17 417,84 442,28 455,00 461,97
459,78
462,10
462,83
462,40
461,07
455,70
453,29
450,31
446,80
438,37
427,92
Rota 6 s/ conexão
564,89 561,48 557,91 554,20 550,33
546,29
542,07
537,67
533,07
528,27
523,26
518,02
512,55
506,83
496,92
487,22
Rota 6 c/ conexão
640,25 635,98 631,53 626,89 622,04
616,99
611,72
606,22
600,47
594,47
588,20
581,66
574,82
567,67
555,28
543,16
Rota 6 s/ conexão +plt
553,31 549,90 546,34 542,63 538,75
534,71
530,49
526,09
521,49
516,69
511,68
506,44
500,97
495,25
485,34
475,64
Rota 6 c/ conexão +plt
628,67 624,40 619,95 615,31 610,47
605,42
600,14
594,64
588,89
582,89
576,63
570,08
563,24
556,10
543,70
531,58
A1/A2
A4_CO /A3/A A3_VE
NV
4_AZU RDE
L
158,71 161,76 291,24 acima
Fonte: Elaboração própria
259
TABELA 112 – SENSIBILIDADE NEGATIVA NA TIR NA MICRORREGIÃO DE ALTO TELES PIRES/MT
Custo da eletricidade
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
[R$/MWh]
241,89 243,12 243,34 244,13 243,78 243,40 243,01 242,60 242,18 241,73 241,27
Rota 1 s/ conexão
2026
2027
2028
2029
2030
240,79
240,28
239,75
239,20
238,62
Rota 1 c/ conexão
266,25 267,77 268,01 268,97
268,48
267,98
267,45
266,90
266,33
265,73
265,10
264,44
263,76
263,05
262,30
261,52
Rota 2 s/ conexão
201,10 200,55 199,97 199,37
198,75
198,09
197,41
196,70
195,96
195,18
194,37
193,53
192,64
191,72
190,05
188,44
Rota 2 c/ conexão
228,11 227,42 226,70 225,95
225,17
224,35
223,50
222,61
221,68
220,71
219,70
218,64
217,54
216,38
214,30
212,28
Rota 3 s/ conexão
313,15 312,31 311,43 310,52
310,92
311,41
318,44
317,24
315,98
314,67
313,30
311,87
310,38
308,81
305,82
302,92
Rota 3 c/ conexão
345,96 344,91 343,82 342,68
343,04
343,50
351,45
349,94
348,37
346,73
345,02
343,23
341,36
339,41
335,67
332,04
Rota 4 s/ conexão
314,08 313,08 312,05 316,17
316,52
316,30
320,34
318,92
317,43
315,88
314,26
312,57
310,80
308,95
305,41
301,97
Rota 4 c/ conexão
349,78 348,54 347,24 351,87
352,15
351,78
356,27
354,49
352,63
350,69
348,67
346,55
344,34
342,03
337,60
333,31
Rota 5 s/ conexão
380,25 378,95 377,58 387,12
386,71
385,82
388,05
386,18
384,22
382,18
380,05
377,82
375,50
373,07
368,40
363,89
Rota 5 c/ conexão
421,83 420,20 418,49 429,35
428,72
427,53
429,93
427,59
425,14
422,59
419,93
417,14
414,23
411,19
405,37
399,73
Rota 5 s/ conexão +plt 317,40 316,09 314,73 324,27
Rota 5 c/ conexão +plt 358,97 357,34 355,64 366,50
323,85
322,96
325,19
323,32
321,37
319,33
317,19
314,97
312,64
310,21
305,55
301,03
365,86
364,68
367,07
364,73
362,28
359,73
357,07
354,28
351,38
348,34
342,51
336,87
Rota 6 s/ conexão
397,41 395,51 393,54 391,47
389,32
387,08
384,73
382,29
379,73
377,07
374,28
371,37
368,33
365,16
359,65
354,26
Rota 6 c/ conexão
447,87 445,50 443,03 440,45
437,76
434,96
432,03
428,97
425,78
422,44
418,96
415,33
411,53
407,56
400,67
393,94
Rota 6 s/ conexão +plt 385,84 383,94 381,96 379,90
Rota 6 c/ conexão +plt 436,30 433,93 431,45 428,88
377,75
375,50
373,16
370,71
368,16
365,49
362,71
359,80
356,76
353,58
348,07
342,69
426,19
423,38
420,45
417,39
414,20
410,87
407,39
403,75
399,95
395,98
389,09
382,36
A1/A2
A4_CO /A3/A A3_VE
NV
4_AZU RDE
L
200,69 204,67 301,60
acima
Fonte: Elaboração própria.
260
TIR = 22,2%
TABELA 113 – SENSIBILIDADE POSITIVA NA TIR NA MICRORREGIÃO DE TOLEDO/PR
Custo da eletricidade
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
[R$/MWh]
184,28 185,62 185,90 186,77 186,44 186,10 185,73 185,36 184,96
Rota 1 s/ conexão
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
184,55
184,12
183,68
183,21
182,72
182,21
181,67
Rota 1 c/ conexão
209,58
211,27 211,60 212,68
212,24
211,77
211,28
210,77
210,24
209,69
209,11
208,50
207,87
207,21
206,52
205,80
Rota 2 s/ conexão
167,78
167,27 166,74 166,18
165,60
165,00
164,37
163,71
163,02
162,31
161,56
160,77
159,96
159,10
158,21
157,27
Rota 2 c/ conexão
193,92
193,29 192,62 191,93
191,20
190,45
189,66
188,84
187,98
187,08
186,14
185,17
184,14
183,08
180,14
177,38
Rota 3 s/ conexão
261,21
260,43 259,61 258,75
262,02
263,98
266,79
265,67
264,51
263,30
262,03
260,71
259,33
257,88
253,83
250,02
Rota 3 c/ conexão
296,30
295,32 294,29 293,23
296,96
299,16
302,34
300,95
299,50
297,98
296,40
294,74
293,02
291,21
286,14
281,38
Rota 4 s/ conexão
269,17
268,24 267,27 270,37
273,61
274,70
275,77
274,45
273,08
271,64
270,14
268,57
266,94
265,23
260,43
255,92
Rota 4 c/ conexão
307,76
306,60 305,39 308,91
312,61
313,77
314,91
313,26
311,54
309,75
307,88
305,92
303,87
301,73
295,73
290,11
Rota 5 s/ conexão
330,20
328,98 327,70 335,85
338,15
338,17
338,52
336,79
334,98
333,09
331,12
329,06
326,91
324,66
318,34
312,42
Rota 5 c/ conexão
375,91
374,39 372,79 382,22
384,79
384,68
384,96
382,79
380,53
378,17
375,71
373,13
370,44
367,63
359,74
352,33
Rota 5 s/ conexão +plt
267,34
266,12 264,85 272,99
275,29
275,31
275,66
273,93
272,12
270,23
268,26
266,20
264,05
261,80
255,49
249,56
Rota 5 c/ conexão +plt
313,06
311,53 309,94 319,36
321,93
321,83
322,10
319,94
317,68
315,32
312,85
310,28
307,58
304,77
296,88
289,48
Rota 6 s/ conexão
348,58
357,71 367,69 365,78
363,79
361,72
359,55
357,28
354,92
352,46
349,88
347,19
344,38
341,44
333,41
325,87
Rota 6 c/ conexão
402,64
413,17 424,66 422,28
419,79
417,19
414,48
411,65
408,70
405,62
402,40
399,03
395,52
391,85
381,82
372,38
Rota 6 s/ conexão +plt
337,00
346,14 356,11 354,21
352,22
350,14
347,97
345,71
343,35
340,88
338,30
335,61
332,80
329,86
321,84
314,29
Rota 6 c/ conexão +plt
391,06
401,59 413,09 410,70
408,21
405,62
402,91
400,08
397,12
394,04
390,82
387,46
383,94
380,27
370,24
360,81
A1/A2
A4/AS_C /A3/A
A3_
A4_
ONV
4/AS_ VERDE VERDE
AZUL
AS_
VERDE
150,84
153,70 233,14 252,78
257,39
acima
Fonte: Elaboração própria
261
TABELA 114 – SENSIBILIDADE POSITIVA NA TIR NA MICRORREGIÃO DE UBERABA/MG
Custo da eletricidade
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
[R$/MWh]
220,26 219,68 219,07 218,43 217,77 217,08 216,35 215,60 214,81 213,99
Rota 1 s/ conexão
2025
2026
2027
2028
2029
2030
213,13
212,24
211,30
210,32
210,16
209,84
Rota 1 c/ conexão
256,40
255,61 254,79 253,93 253,03 252,10 251,12
250,11
249,04
247,93
246,78
245,57
244,30
242,98
242,69
242,19
Rota 2 s/ conexão
225,53
224,50 223,44 222,33 221,17 219,96 222,23
223,64
224,40
224,66
224,52
224,05
221,19
220,34
215,98
211,77
Rota 2 c/ conexão
265,68
264,40 263,07 261,68 260,23 258,72 261,35
262,93
263,75
263,96
263,70
263,03
259,52
258,39
252,88
247,57
Rota 3 s/ conexão
303,43
312,98 323,85 329,16 335,81 338,26 342,58
345,48
347,33
347,20
347,69
347,63
344,37
343,65
342,55
341,11
Rota 3 c/ conexão
346,49
357,58 370,19 376,29 383,94 386,67 391,58
394,81
396,80
396,47
396,85
396,58
392,58
391,51
390,00
388,07
Rota 4 s/ conexão
337,66
356,86 371,32 381,89 387,91 391,37 393,21
388,05
388,58
388,41
387,66
386,44
384,82
381,71
379,48
376,94
Rota 4 c/ conexão
388,69
411,04 427,83 440,04 446,91 450,77 452,74
446,52
446,93
446,50
445,40
443,73
441,57
437,68
434,80
431,53
Rota 5 s/ conexão
432,01
467,66 486,48 495,51 500,05 498,55 499,56
499,41
498,43
496,79
494,62
492,00
488,98
485,60
481,88
475,22
Rota 5 c/ conexão
496,41
538,10 560,00 570,39 575,50 573,51 574,45
574,02
572,59
570,39
567,55
564,16
560,29
555,99
551,26
543,11
Rota 5 s/ conexão +plt
369,15
404,81 423,62 432,65 437,20 435,70 436,70
436,55
435,57
433,93
431,76
429,14
426,13
422,74
419,02
412,37
Rota 5 c/ conexão +plt
433,55
475,24 497,14 507,53 512,64 510,66 511,59
511,16
509,73
507,53
504,69
501,30
497,44
493,13
488,40
480,25
Rota 6 s/ conexão
631,06
627,55 623,89 620,07 616,09 611,93 607,60
603,07
598,35
593,42
588,26
590,77
591,86
591,71
590,47
582,05
Rota 6 c/ conexão
734,02
729,63 725,06 720,29 715,31 710,12 704,70
699,04
693,14
686,97
680,53
682,97
683,72
683,00
680,97
670,60
Rota 6 s/ conexão +plt
619,48
615,97 612,31 608,49 604,51 600,36 596,02
591,50
586,77
581,84
576,69
579,19
580,28
580,13
578,89
570,47
Rota 6 c/ conexão +plt
722,45
718,06 713,48 708,71 703,74 698,54 693,13
687,47
681,56
675,40
668,96
671,39
672,14
671,42
669,39
659,02
A1/A2
A4/AS_C /A3/A A3_VE A4_VE AS_VE
ONV
4/AS_
RDE
RDE
RDE
AZUL
163,86
167,02 296,26 296,73 301,64 acima
Fonte: Elaboração própria
262
TABELA 115 – SENSIBILIDADE POSITIVA NA TIR NA MICRORREGIÃO DE SANTA MARIA DA VITÓRIA/BA
Custo da eletricidade
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
[R$/MWh]
208,73 208,31 207,88 207,42 206,95 206,46 205,94 205,40 204,84 204,25 203,64 203,00
Rota 1 s/ conexão
2027
2028
2029
2030
202,33
201,63
200,90
199,74
Rota 1 c/ conexão
234,52
233,96
233,37
232,76 232,12 231,45 230,76
230,03
229,27
228,48
227,65
226,79
225,88
224,94
223,95
222,42
Rota 2 s/ conexão
196,93
196,20
195,44
194,65 193,82 192,96 192,06
191,12
190,14
189,11
188,04
186,92
185,75
184,53
181,17
178,02
Rota 2 c/ conexão
225,59
224,68
223,73
222,74 221,70 220,62 219,50
218,32
217,10
215,81
214,48
213,08
211,62
210,09
205,89
201,95
Rota 3 s/ conexão
308,66
310,88
317,94
317,29 316,34 315,20 313,93
313,46
311,88
308,80
305,96
304,39
304,28
301,87
295,57
289,78
Rota 3 c/ conexão
346,09
348,59
356,73
355,87 354,65 353,21 351,60
350,93
348,95
345,23
341,78
339,80
339,49
336,52
328,73
321,55
Rota 4 s/ conexão
332,21
335,13
341,17
341,19 338,64 336,36 335,47
334,28
331,87
329,48
326,30
323,94
322,82
320,21
313,37
306,49
Rota 4 c/ conexão
375,80
379,09
386,03
385,92 382,82 380,01 378,83
377,29
374,32
371,37
367,48
364,56
363,05
359,82
351,28
342,75
Rota 5 s/ conexão
421,78
419,94
426,03
425,00 421,02 419,59 417,83
414,33
412,28
408,85
405,47
402,08
400,36
397,50
388,18
378,87
Rota 5 c/ conexão
477,52
475,23
482,20
480,83 476,01 474,16 471,91
467,62
465,02
460,80
456,63
452,43
450,16
446,57
434,96
423,41
Rota 5 s/ conexão +plt
358,92
357,09
363,17
362,14 358,16 356,74 354,97
351,47
349,42
346,00
342,61
339,22
337,50
334,64
325,32
316,01
Rota 5 c/ conexão +plt
414,67
412,38
419,34
417,98 413,15 411,30 409,05
404,77
402,16
397,95
393,77
389,58
387,31
383,71
372,10
360,56
Rota 6 s/ conexão
482,71
480,20
477,59
474,86 472,02 469,05 465,95
462,72
459,35
455,82
452,14
448,30
444,28
440,08
428,62
417,84
Rota 6 c/ conexão
553,70
550,56
547,29
543,89 540,33 536,62 532,75
528,71
524,49
520,09
515,49
510,68
505,66
500,41
486,09
472,61
Rota 6 s/ conexão +plt
471,13
468,63
466,01
463,29 460,44 457,47 454,38
451,15
447,77
444,25
440,57
436,72
432,71
428,51
417,04
406,27
Rota 6 c/ conexão +plt
542,12
538,99
535,72
532,31 528,76 525,05 521,18
517,14
512,92
508,51
503,91
499,11
494,09
488,84
474,51
461,04
A3/A4_
CONV
A1/A2
/A3/A A3_VER
4_AZU
DE
L
A4_VE
RDE
146,72
149,69
322,24 acima
297,77
Fonte: Elaboração própria
263
TABELA 116 – SENSIBILIDADE POSITIVA NA TIR NA MICRORREGIÃO DE CAMPANHA OCIDENTAL/RS
Custo da eletricidade
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
[R$/MWh]
273,32 272,74 272,13 271,49 270,83 270,14 269,42 268,66 267,87 264,41 263,81 263,13
Rota 1 s/ conexão
2027
2028
2029
2030
262,39
261,57
260,69
259,75
Rota 1 c/ conexão
309,05 308,26
307,43
306,58 305,68
304,75
303,77
302,75
301,69
297,23
296,41
295,48
294,46
293,34
292,15
290,86
Rota 2 s/ conexão
261,07 260,05
258,99
257,88 256,72
255,51
254,25
252,93
251,56
250,12
248,62
247,06
245,42
243,71
239,01
234,59
Rota 2 c/ conexão
300,81 299,53
298,20
296,81 295,36
293,85
292,28
290,63
288,91
287,12
285,25
283,29
281,25
279,11
273,23
267,71
Rota 3 s/ conexão
373,33 372,10
370,81
369,47 368,07
366,61
367,44
371,92
373,15
373,72
375,48
374,97
375,59
372,84
367,23
363,52
Rota 3 c/ conexão
418,58 417,04
415,44
413,76 412,01
410,19
411,01
416,10
417,37
417,87
419,74
418,96
419,48
415,94
408,83
404,00
Rota 4 s/ conexão
388,84 387,38
385,86
394,60 404,17
406,27
410,78
413,71
415,48
413,61
413,98
413,74
410,86
409,79
402,90
394,61
Rota 4 c/ conexão
439,60 437,77
435,87
445,93 456,95
459,23
464,30
467,52
469,38
466,99
467,19
466,67
463,06
461,54
452,77
442,43
Rota 5 s/ conexão
479,53 477,61
503,81
517,82 525,89
524,36
527,64
529,31
529,81
529,41
524,75
523,32
521,34
518,86
508,55
496,44
Rota 5 c/ conexão
541,48 539,08
569,59
585,80 595,03
593,02
596,62
598,32
598,63
597,87
592,14
590,15
587,49
584,25
571,23
556,20
Rota 5 s/ conexão +plt 416,67 414,75
Rota 5 c/ conexão +plt 478,62 476,22
440,95
454,96 463,03
461,50
464,78
466,46
466,96
466,56
461,90
460,46
458,48
456,01
445,70
433,59
506,73
522,95 532,17
530,16
533,76
535,46
535,77
535,02
529,28
527,29
524,64
521,40
508,38
493,34
Rota 6 s/ conexão
659,44 655,93
652,27
648,45 644,47
640,32
635,98
631,46
626,73
621,80
616,65
611,26
605,64
599,76
583,71
568,63
Rota 6 c/ conexão
758,43 754,04
749,47
744,70 739,72
734,53
729,11
723,45
717,55
711,38
704,94
698,21
691,18
683,84
663,78
644,92
Rota 6 s/ conexão +plt 647,86 644,35
Rota 6 c/ conexão +plt 746,85 742,47
640,69
636,88 632,89
628,74
624,41
619,88
615,16
610,22
605,07
599,69
594,06
588,19
572,14
557,05
737,89
733,12 728,15
722,95
717,53
711,88
705,97
699,81
693,37
686,64
679,61
672,26
652,20
633,34
A1/A2
A4_CO /A3/A A3_VER
NV
4_AZU
DE
L
158,71 161,76
291,24
acima
Fonte: Elaboração própria
264
TABELA 117 – SENSIBILIDADE POSITIVA NA TIR NA MICRORREGIÃO DE ALTO TELES PIRES/MT
Custo da eletricidade
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
[R$/MWh]
250,28 251,95 252,32 253,44 253,07 252,68 252,28 251,86 251,43 250,97 250,49
Rota 1 s/ conexão
2026
2027
2028
2029
2030
250,00
249,47
248,93
248,36
247,77
Rota 1 c/ conexão
277,59
279,69
280,14 281,52
281,03
280,51
279,97
279,40
278,81
278,19
277,55
276,88
276,18
275,44
274,67
273,87
Rota 2 s/ conexão
215,76
215,19
214,60 213,98
213,34
212,67
211,97
211,23
210,47
209,67
208,84
207,97
207,06
206,11
203,50
201,05
Rota 2 c/ conexão
246,43
245,72
244,98 244,21
243,41
242,57
241,69
240,78
239,82
238,83
237,78
236,70
235,56
234,37
231,11
228,04
Rota 3 s/ conexão
334,17
333,31
332,41 331,47
332,13
332,90
341,63
340,40
339,10
337,76
336,35
334,88
333,34
331,74
327,23
323,00
Rota 3 c/ conexão
372,25
371,17
370,04 368,87
369,55
370,37
380,43
378,89
377,28
375,59
373,83
371,99
370,07
368,06
362,43
357,15
Rota 4 s/ conexão
338,96
337,94
336,88 342,05
342,68
342,65
347,79
346,32
344,80
343,20
341,53
339,79
337,98
336,08
330,74
325,74
Rota 4 c/ conexão
380,89
379,61
378,28 384,22
384,85
384,71
390,58
388,75
386,84
384,84
382,76
380,58
378,31
375,94
369,27
363,02
Rota 5 s/ conexão
412,98
411,64
410,24 422,07
421,86
421,09
424,15
422,22
420,21
418,12
415,92
413,64
411,24
408,74
401,73
395,15
Rota 5 c/ conexão
462,74
461,06
459,31 473,04
472,66
471,63
475,05
472,64
470,13
467,51
464,77
461,91
458,92
455,79
447,02
438,80
Rota 5 s/ conexão +plt 350,13
Rota 5 c/ conexão +plt 399,88
348,78
347,38 359,21
359,00
358,24
361,29
359,37
357,36
355,26
353,07
350,78
348,39
345,89
338,87
332,29
398,21
396,45 410,18
409,80
408,77
412,19
409,78
407,27
404,65
401,91
399,05
396,06
392,93
384,17
375,94
Rota 6 s/ conexão
449,94
447,99
445,96 443,84
441,62
439,32
436,91
434,39
431,77
429,03
426,17
423,18
420,05
416,79
407,87
399,49
Rota 6 c/ conexão
513,53
511,10
508,55 505,90
503,14
500,25
497,24
494,10
490,82
487,39
483,82
480,08
476,17
472,09
460,95
450,47
Rota 6 s/ conexão +plt 438,36
Rota 6 c/ conexão +plt 501,96
436,41
434,38 432,26
430,05
427,74
425,33
422,82
420,19
417,45
414,59
411,60
408,47
405,21
396,29
387,91
499,52
496,98 494,33
491,56
488,68
485,67
482,52
479,24
475,82
472,24
468,50
464,60
460,52
449,37
438,89
A1/A2/A
A4_CO
A3_VE
3/A4_AZ
NV
RDE
UL
200,69
204,67
301,60
acima
Fonte: Elaboração própria
265
PERCENTUAL FINANCIADO DE 90%
TABELA 118 – SENSIBILIDADE NO PERCENTUAL FINANCIÁVEL NA MICRORREGIÃO DE TOLEDO/PR
Custo da eletricidade
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
[R$/MWh]
177,49 178,49 178,62 179,22 178,86 178,48 178,08 177,66 177,23 176,78 176,30 175,81
Rota 1 s/ conexão
2027
2028
2029
2030
175,29
174,76
174,19
173,60
Rota 1 c/ conexão
200,42
201,64 201,77 202,49 202,00
201,48
200,95
200,38
199,80
199,19
198,55
197,88
197,19
196,46
195,70
194,90
Rota 2 s/ conexão
154,76
154,19 153,61 153,00 152,36
151,69
151,00
150,28
149,52
148,73
147,90
147,04
146,14
145,20
144,22
143,19
Rota 2 c/ conexão
179,57
178,87 178,14 177,37 176,57
175,74
174,87
173,97
173,02
172,04
171,00
169,93
168,80
167,62
165,76
163,92
Rota 3 s/ conexão
243,30
242,44 241,54 240,60 243,08
244,45
246,50
245,28
244,00
242,66
241,27
239,81
238,29
236,70
234,11
231,57
Rota 3 c/ conexão
273,91
272,83 271,71 270,53 273,29
274,76
276,99
275,46
273,86
272,19
270,44
268,62
266,72
264,73
261,50
258,31
Rota 4 s/ conexão
247,97
246,95 245,89 248,21 250,63
251,21
251,76
250,31
248,80
247,22
245,57
243,84
242,04
240,16
237,10
234,08
Rota 4 c/ conexão
281,26
279,99 278,65 281,21 283,87
284,42
284,90
283,09
281,20
279,22
277,16
275,00
272,75
270,40
266,57
262,81
Rota 5 s/ conexão
302,32
300,98 299,58 306,00 307,52
307,11
306,95
305,04
303,05
300,97
298,80
296,53
294,16
291,68
287,66
283,69
Rota 5 c/ conexão
341,07
339,39 337,63 344,91 346,50
345,86
345,49
343,11
340,62
338,02
335,31
332,47
329,51
326,41
321,38
316,43
Rota 5 s/ conexão +plt
239,47
238,12 236,72 243,15 244,66
244,25
244,09
242,18
240,19
238,11
235,94
233,67
231,30
228,83
224,80
220,84
Rota 5 c/ conexão +plt
278,21
276,53 274,78 282,05 283,64
283,00
282,64
280,25
277,76
275,17
272,45
269,62
266,65
263,56
258,53
253,57
Rota 6 s/ conexão
312,70
319,96 327,86 325,76 323,57
321,28
318,90
316,40
313,80
311,09
308,25
305,29
302,19
298,96
293,88
288,86
Rota 6 c/ conexão
357,79
365,97 374,88 372,25 369,51
366,65
363,67
360,55
357,30
353,91
350,36
346,66
342,79
338,74
332,40
326,13
Rota 6 s/ conexão +plt
301,12
308,38 316,29 314,19 311,99
309,71
307,32
304,83
302,23
299,51
296,67
293,71
290,61
287,38
282,30
277,29
Rota 6 c/ conexão +plt
346,21
354,40 363,30 360,67 357,93
355,07
352,09
348,98
345,73
342,33
338,78
335,08
331,21
327,17
320,82
314,55
A1/A2
A4/AS_C /A3/A
A3_
A4_
AS_
ONV
4/AS_ VERDE VERDE VERDE
AZUL
150,84
153,70 233,14 252,78 257,39
acima
Fonte: Elaboração própria
266
TABELA 119 – SENSIBILIDADE NO PERCENTUAL FINANCIÁVEL NA MICRORREGIÃO DE UBERABA/MG
Custo da eletricidade
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
[R$/MWh]
205,34 204,70 204,03 203,33 202,60 201,84 201,04 200,21 199,34 198,44 197,49 196,51
Rota 1 s/ conexão
2027
2028
2029
2030
195,48
194,40
193,92
193,30
Rota 1 c/ conexão
236,26
235,39 234,49 233,54 232,55 231,53
230,45
229,33
228,16
226,94
225,66
224,33
222,94
221,48
220,76
219,85
Rota 2 s/ conexão
202,56
201,43 200,26 199,04 197,76 196,43
197,88
198,59
198,76
198,49
197,87
196,96
194,14
192,87
190,23
187,51
Rota 2 c/ conexão
236,97
235,56 234,10 232,57 230,97 229,31
230,91
231,63
231,70
231,25
230,39
229,17
225,71
224,05
220,69
217,24
Rota 3 s/ conexão
275,49
283,06 291,66 295,64 300,67 302,21
305,24
307,07
307,99
307,28
307,02
306,28
302,94
301,58
299,88
297,86
Rota 3 c/ conexão
311,56
320,18 329,96 334,39 340,02 341,62
344,90
346,79
347,63
346,56
346,01
344,89
340,79
338,93
336,66
334,01
Rota 4 s/ conexão
301,59
317,03 328,47 336,64 341,01 343,22
344,07
339,20
338,91
337,99
336,57
334,72
332,50
329,06
326,25
323,15
Rota 4 c/ conexão
343,61
361,25 374,27 383,47 388,28 390,59
391,31
385,45
384,84
383,49
381,54
379,08
376,18
371,87
368,26
364,29
Rota 5 s/ conexão
382,31
411,02 425,78 432,43 435,35 433,29
433,21
432,15
430,34
427,96
425,10
421,81
418,14
414,12
409,76
403,05
Rota 5 c/ conexão
434,28
467,30 484,13 491,54 494,62 491,93
491,51
489,93
487,49
484,35
480,64
476,42
471,74
466,63
461,12
452,90
Rota 5 s/ conexão +plt
319,45
348,17 362,93 369,58 372,49 370,43
370,35
369,29
367,49
365,11
362,24
358,95
355,28
351,26
346,90
340,20
Rota 5 c/ conexão +plt
371,42
404,44 421,27 428,69 431,76 429,08
428,66
427,08
424,63
421,50
417,78
413,56
408,88
403,78
398,26
390,04
Rota 6 s/ conexão
541,58
537,71 533,68 529,48 525,10 520,52
515,75
510,77
505,56
500,13
494,46
494,82
493,92
491,92
488,92
480,17
Rota 6 c/ conexão
622,17
617,34 612,31 607,05 601,57 595,86
589,89
583,66
577,16
570,37
563,28
563,03
561,30
558,26
554,03
543,25
Rota 6 s/ conexão +plt
530,00
526,14 522,11 517,91 513,52 508,95
504,17
499,19
493,99
488,56
482,88
483,25
482,35
480,34
477,34
468,59
Rota 6 c/ conexão +plt
610,60
605,77 600,73 595,48 590,00 584,28
578,31
572,08
565,58
558,79
551,70
551,46
549,73
546,68
542,46
531,68
A1/A2
A4/AS_C /A3/A A3_VE A4_VE AS_VE
ONV
4/AS_
RDE
RDE
RDE
AZUL
163,86
167,02 296,26 296,73 301,64
acima
Fonte: Elaboração própria
267
TABELA 120 – SENSIBILIDADE NO PERCENTUAL FINANCIÁVEL NA MICRORREGIÃO DE SANTA MARIA DA VITÓRIA/BA
Custo da eletricidade
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
[R$/MWh]
198,08 197,62 197,14 196,64 196,11 195,57 195,00 194,41 193,79 193,14 192,47 191,76 191,03 190,26
Rota 1 s/ conexão
2029
2030
189,45
188,31
Rota 1 c/ conexão
220,14
219,52 218,87 218,20 217,49 216,76
215,99
215,19
214,35
213,48
212,57
211,62
210,62
209,58
208,50
207,00
Rota 2 s/ conexão
180,53
179,72 178,89 178,01 177,10 176,15
175,16
174,12
173,04
171,91
170,74
169,50
168,22
166,87
164,74
162,63
Rota 2 c/ conexão
205,08
204,08 203,03 201,94 200,80 199,62
198,38
197,08
195,73
194,32
192,85
191,31
189,70
188,02
185,35
182,72
Rota 3 s/ conexão
284,04
285,62 291,24 290,36 289,21 287,90
286,45
285,65
283,91
280,92
278,11
276,32
275,69
273,17
269,01
265,03
Rota 3 c/ conexão
315,31
317,01 323,35 322,21 320,74 319,07
317,25
316,16
313,98
310,37
306,96
304,71
303,76
300,64
295,53
290,62
Rota 4 s/ conexão
301,80
303,90 308,60 308,21 305,65 303,30
302,09
300,61
298,08
295,56
292,37
289,83
288,27
285,47
281,07
276,37
Rota 4 c/ conexão
337,79
340,07 345,32 344,69 341,58 338,69
337,10
335,19
332,09
328,97
325,07
321,92
319,86
316,38
310,90
305,09
Rota 5 s/ conexão
379,96
377,95 382,52 381,11 377,22 375,43
373,33
369,77
367,38
363,83
360,28
356,69
354,42
351,18
345,16
338,78
Rota 5 c/ conexão
425,26
422,74 427,81 425,97 421,26 418,96
416,29
411,93
408,89
404,52
400,13
395,70
392,74
388,67
381,19
373,31
Rota 5 s/ conexão +plt
317,11
315,09 319,66 318,25 314,36 312,57
310,48
306,92
304,52
300,97
297,42
293,84
291,56
288,33
282,31
275,93
Rota 5 c/ conexão +plt
362,40
359,88 364,96 363,11 358,40 356,10
353,43
349,07
346,04
341,66
337,28
332,84
329,88
325,82
318,33
310,45
Rota 6 s/ conexão
426,33
423,57 420,69 417,69 414,56 411,29
407,88
404,32
400,61
396,73
392,67
388,44
384,02
379,39
372,14
364,98
Rota 6 c/ conexão
483,22
479,77 476,17 472,42 468,51 464,42
460,16
455,71
451,07
446,22
441,15
435,86
430,33
424,55
415,49
406,53
Rota 6 s/ conexão +plt
414,75
411,99 409,11 406,11 402,98 399,71
396,30
392,75
389,03
385,15
381,10
376,86
372,44
367,82
360,57
353,40
Rota 6 c/ conexão +plt
471,64
468,19 464,60 460,84 456,93 452,85
448,58
444,13
439,49
434,64
429,57
424,28
418,75
412,98
403,91
394,95
A3/A4_
CONV
A1/A2
/A3/A A3_VE A4_VE
4_AZU RDE
RDE
L
146,72
149,69 297,77 322,24 acima
Fonte: Elaboração própria
268
TABELA 121 – SENSIBILIDADE NO PERCENTUAL FINANCIÁVEL NA MICRORREGIÃO DE CAMPANHA OCIDENTAL/RS
Custo da eletricidade
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
[R$/MWh]
258,41 257,76 257,09 256,39 255,66 254,90 254,10 253,27 252,41 249,45 248,72 247,91 247,04 246,09
Rota 1 s/ conexão
2029
2030
245,08
244,01
Rota 1 c/ conexão
288,91 288,04 287,13 286,19 285,20
284,17
283,10
281,98
280,81
277,04
276,04
274,93
273,73
272,44
271,07
269,61
Rota 2 s/ conexão
238,10 236,98 235,81 234,59 233,31
231,98
230,59
229,14
227,63
226,05
224,40
222,67
220,87
218,99
216,00
213,06
Rota 2 c/ conexão
272,10 270,69 269,23 267,70 266,11
264,44
262,71
260,89
259,00
257,03
254,96
252,81
250,56
248,21
244,47
240,79
Rota 3 s/ conexão
345,19 343,83 342,42 340,94 339,40
337,79
338,06
341,33
341,86
341,81
342,70
341,68
341,55
339,30
335,85
333,01
Rota 3 c/ conexão
383,41 381,71 379,94 378,09 376,17
374,16
374,30
377,85
378,25
377,98
378,76
377,35
376,92
374,01
369,61
365,88
Rota 4 s/ conexão
355,54 353,93 352,26 359,14 366,67
367,90
371,09
372,92
373,73
371,50
371,08
370,10
366,92
365,17
361,07
355,49
Rota 4 c/ conexão
397,97 395,96 393,87 401,61 410,07
411,26
414,69
416,53
417,19
414,36
413,56
412,12
408,14
405,77
400,49
393,54
Rota 5 s/ conexão
435,72 433,61 454,95 466,01 472,02
470,01
471,93
472,45
471,95
470,66
465,83
463,58
460,81
457,59
451,26
443,00
Rota 5 c/ conexão
486,72 484,08 508,52 521,04 527,70
525,08
526,97
527,24
526,31
524,43
518,48
515,47
511,84
507,66
499,61
489,40
Rota 5 s/ conexão +plt
372,87 370,75 392,10 403,15 409,16
407,15
409,07
409,60
409,10
407,80
402,97
400,72
397,95
394,73
388,40
380,15
Rota 5 c/ conexão +plt
423,86 421,22 445,66 458,18 464,84
462,22
464,12
464,39
463,45
461,57
455,62
452,61
448,98
444,80
436,76
426,54
Rota 6 s/ conexão
580,51 576,64 572,61 568,41 564,03
559,45
554,68
549,70
544,49
539,06
533,39
527,46
521,27
514,80
504,65
494,61
Rota 6 c/ conexão
659,77 654,94 649,90 644,65 639,17
633,45
627,48
621,25
614,75
607,96
600,87
593,46
585,72
577,63
564,94
552,40
Rota 6 s/ conexão +plt
568,93 565,07 561,04 556,83 552,45
547,88
543,10
538,12
532,92
527,49
521,81
515,88
509,69
503,22
493,07
483,04
Rota 6 c/ conexão +plt
648,19 643,36 638,32 633,07 627,59
621,87
615,91
609,68
603,17
596,38
589,29
581,88
574,14
566,05
553,37
540,82
A1/A2
A4_CO /A3/A A3_VE
NV
4_AZU RDE
L
158,71 161,76 291,24 acima
Fonte: Elaboração própria
269
TABELA 122 – SENSIBILIDADE NO PERCENTUAL FINANCIÁVEL NA MICRORREGIÃO DE ALTO TELES PIRES/MT
Custo da eletricidade
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
[R$/MWh]
242,82 244,07 244,27 245,05 244,64 244,22 243,78 243,31 242,83 242,33 241,81 241,26 240,68
Rota 1 s/ conexão
2028
2029
2030
240,08
239,46
238,80
Rota 1 c/ conexão
267,52 269,05
269,26
270,20 269,65
269,08
268,48
267,86
267,21
266,53
265,82
265,08
264,31
263,50
262,65
261,77
Rota 2 s/ conexão
203,00 202,37
201,72
201,04 200,33
199,59
198,82
198,02
197,18
196,30
195,38
194,42
193,42
192,38
190,72
189,08
Rota 2 c/ conexão
230,48 229,70
228,88
228,04 227,15
226,23
225,26
224,26
223,20
222,11
220,96
219,76
218,51
217,21
215,13
213,09
Rota 3 s/ conexão
314,47 313,52
312,53
311,50 311,79
312,15
319,09
317,73
316,31
314,83
313,28
311,66
309,97
308,20
305,32
302,50
Rota 3 c/ conexão
347,62 346,43
345,20
343,90 344,12
344,43
352,26
350,56
348,79
346,93
344,99
342,97
340,85
338,64
335,05
331,52
Rota 4 s/ conexão
315,65 314,52
313,35
317,38 317,59
317,22
321,12
319,51
317,82
316,07
314,23
312,32
310,31
308,22
304,82
301,47
Rota 4 c/ conexão
351,74 350,34
348,87
353,39 353,49
352,92
357,24
355,22
353,12
350,93
348,63
346,24
343,73
341,12
336,87
332,68
Rota 5 s/ conexão
382,32 380,84
379,30
388,76 388,14
387,04
389,07
386,95
384,74
382,43
380,01
377,49
374,86
372,11
367,64
363,23
Rota 5 c/ conexão
424,41 422,56
420,64
431,40 430,51
429,06
431,20
428,55
425,78
422,89
419,88
416,73
413,44
410,00
404,41
398,90
Rota 5 s/ conexão +plt 319,46 317,98
Rota 5 c/ conexão +plt 361,56 359,71
316,44
325,90 325,29
324,18
326,21
324,09
321,88
319,57
317,16
314,64
312,00
309,25
304,78
300,37
357,78
368,54 367,66
366,20
368,34
365,69
362,93
360,04
357,02
353,87
350,58
347,14
341,55
336,04
Rota 6 s/ conexão
406,09 403,94
401,70
399,37 396,93
394,39
391,74
388,97
386,08
383,06
379,91
376,62
373,18
369,58
363,94
358,37
Rota 6 c/ conexão
458,72 456,04
453,24
450,32 447,27
444,10
440,78
437,32
433,71
429,94
426,00
421,88
417,58
413,09
406,04
399,07
Rota 6 s/ conexão +plt 394,51 392,36
Rota 6 c/ conexão +plt 447,14 444,46
390,13
387,79 385,36
382,81
380,16
377,39
374,50
371,49
368,33
365,04
361,60
358,01
352,37
346,79
441,66
438,74 435,70
432,52
429,21
425,75
422,13
418,36
414,42
410,31
406,01
401,51
394,46
387,49
A1/A2
A4_CO /A3/A A3_VER
NV
4_AZU
DE
L
200,69 204,67
301,60
acima
Fonte: Elaboração própria.
270
REDUÇÃO NO CUSTO LOGÍSTICO DA BIOMASSA
TABELA 123 – SENSIBILIDADE NO CUSTO LOGÍSTICO NA MICRORREGIÃO DE TOLEDO/PR
Custo da eletricidade
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
[R$/MWh]
181,02 176,53 171,34 166,89 161,60 156,49 151,57 146,82 142,23 137,80
Rota 1 s/ conexão
2025
2026
2027
2028
2029
2030
133,51
129,36
125,34
121,45
117,67
113,99
Rota 1 c/ conexão
204,89
200,69 195,52 191,24 185,83
180,61
175,56
170,68
165,96
161,38
156,95
152,64
148,46
144,40
140,44
136,58
Rota 2 s/ conexão
160,51
156,24 152,11 148,11 144,23
140,46
136,79
133,22
129,75
126,35
123,04
119,80
116,62
113,50
110,43
107,41
Rota 2 c/ conexão
185,77
181,38 177,12 172,98 168,95
165,03
161,21
157,48
153,84
150,27
146,77
143,33
139,95
136,62
132,06
127,70
Rota 3 s/ conexão
251,90
245,58 239,45 233,52 231,53
228,55
226,53
221,12
215,85
210,69
205,64
200,69
195,83
191,04
184,49
178,22
Rota 3 c/ conexão
284,46
277,94 271,62 265,47 263,86
261,06
259,32
253,64
248,08
242,62
237,26
231,99
226,78
221,64
214,25
207,19
Rota 4 s/ conexão
257,93
251,97 246,18 244,28 242,71
239,35
236,14
230,92
225,81
220,80
215,86
211,00
206,21
201,47
194,60
188,03
Rota 4 c/ conexão
293,53
287,34 281,31 279,76 278,54
275,20
272,01
266,47
261,03
255,65
250,35
245,11
239,91
234,75
226,89
219,38
Rota 5 s/ conexão
315,31
308,19 301,26 303,11 299,87
294,76
290,16
283,85
277,67
271,58
265,58
259,66
253,80
248,00
239,37
231,13
Rota 5 c/ conexão
357,09
349,67 342,43 345,34 342,28
337,02
332,30
325,57
318,94
312,38
305,90
299,47
293,08
286,72
276,80
267,33
Rota 5 s/ conexão +plt
252,46
245,33 238,41 240,25 237,01
231,91
227,30
221,00
214,81
208,72
202,72
196,80
190,94
185,14
176,51
168,28
Rota 5 c/ conexão +plt
294,24
286,81 279,57 282,48 279,43
274,17
269,44
262,71
256,08
249,52
243,04
236,61
230,22
223,87
213,94
204,47
Rota 6 s/ conexão
326,72
330,29 334,79 328,75 322,81
316,94
311,15
305,41
299,71
294,05
288,42
282,79
277,17
271,54
262,49
253,84
Rota 6 c/ conexão
375,16
379,86 385,58 379,08 372,64
366,27
359,94
353,64
347,36
341,09
334,82
328,53
322,21
315,86
305,21
295,03
Rota 6 s/ conexão +plt
315,15
318,72 323,21 317,18 311,23
305,37
299,57
293,83
288,14
282,48
276,84
271,22
265,59
259,96
250,92
242,27
Rota 6 c/ conexão +plt
363,58
368,28 374,00 367,50 361,07
354,69
348,36
342,06
335,78
329,52
323,24
316,96
310,64
304,28
293,63
283,45
A1/A2
A4/AS_C /A3/A
A3_
A4_
AS_
ONV
4/AS_ VERDE VERDE VERDE
AZUL
150,84
153,70 233,14 252,78 257,39
acima
Fonte: Elaboração própria
271
TABELA 124 – SENSIBILIDADE NO CUSTO LOGÍSTICO NA MICRORREGIÃO DE UBERABA/MG
Custo da eletricidade
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
[R$/MWh]
212,10 206,11 200,32 194,72 189,29 184,03 178,92 173,96 169,14 164,45 159,87
Rota 1 s/ conexão
2026
2027
2028
2029
2030
155,41
151,05
146,79
143,35
139,90
Rota 1 c/ conexão
245,11
238,92 232,92 227,09 221,44 215,93 210,58
205,36
200,26
195,29
190,42
185,64
180,96
176,36
172,76
169,09
Rota 2 s/ conexão
212,14
207,53 203,02 198,60 194,28 190,03 188,98
187,27
185,10
182,58
179,80
176,82
171,82
168,66
163,09
157,66
Rota 2 c/ conexão
248,81
243,95 239,18 234,49 229,88 225,33 224,54
222,94
220,76
218,14
215,20
211,98
206,37
202,91
196,42
190,08
Rota 3 s/ conexão
288,54
291,74 296,33 296,10 297,27 294,83 294,24
292,54
290,05
285,92
282,49
278,71
272,20
268,07
263,72
259,17
Rota 3 c/ conexão
327,68
332,17 338,20 338,61 340,57 338,32 338,17
336,68
334,24
329,87
326,27
322,23
315,01
310,49
305,69
300,63
Rota 4 s/ conexão
318,14
330,50 338,76 343,67 344,65 343,48 341,01
332,40
329,04
325,18
320,92
316,37
311,56
305,54
300,40
295,08
Rota 4 c/ conexão
364,12
379,13 389,32 395,57 397,21 396,32 393,87
384,28
380,73
376,56
371,90
366,86
361,50
354,70
348,89
342,83
Rota 5 s/ conexão
404,97
431,20 442,48 445,15 443,98 437,57 433,58
428,74
423,30
417,43
411,24
404,77
398,08
391,19
384,12
374,55
Rota 5 c/ conexão
462,40
493,74 507,58 511,32 510,54 503,62 499,47
494,27
488,34
481,86
474,96
467,71
460,16
452,33
444,25
433,26
Rota 5 s/ conexão +plt
342,11
368,35 379,63 382,30 381,12 374,71 370,73
365,88
360,44
354,58
348,38
341,92
335,23
328,34
321,26
311,69
Rota 5 c/ conexão +plt
399,54
430,88 444,72 448,46 447,68 440,76 436,61
431,41
425,48
419,00
412,10
404,85
397,30
389,47
381,39
370,40
Rota 6 s/ conexão
576,18
568,38 560,61 552,86 545,11 537,34 529,55
521,71
513,80
505,83
497,76
496,54
494,14
490,72
486,39
475,83
Rota 6 c/ conexão
665,27
656,61 647,94 639,24 630,51 621,72 612,85
603,89
594,83
585,63
576,29
574,79
571,87
567,72
562,47
550,03
Rota 6 s/ conexão +plt
564,60
556,81 549,04 541,29 533,53 525,77 517,97
510,13
502,23
494,25
486,18
484,96
482,56
479,14
474,82
464,25
Rota 6 c/ conexão +plt
653,69
645,03 636,36 627,67 618,93 610,14 601,27
592,32
583,25
574,06
564,72
563,22
560,29
556,14
550,90
538,45
A1/A2
A4/AS_C /A3/A A3_VE A4_VE AS_VE
ONV
4/AS_
RDE
RDE
RDE
AZUL
163,86
167,02 296,26 296,73 301,64 acima
Fonte: Elaboração própria
272
TABELA 125 – SENSIBILIDADE NO CUSTO LOGÍSTICO NA MICRORREGIÃO DE SANTA MARIA DA VITÓRIA/BA
Custo da eletricidade
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
[R$/MWh]
203,17 196,96 190,98 185,21 179,65 174,28 169,09 164,07 159,22 154,51 149,95 145,53 141,23
Rota 1 s/ conexão
2028
2029
2030
137,05
132,98
128,67
Rota 1 c/ conexão
226,72
220,37 214,24 208,32 202,59 197,05 191,68
186,48
181,43
176,52
171,75
167,10
162,57
158,15
153,83
149,17
Rota 2 s/ conexão
187,55
182,96 178,51 174,19 169,97 165,87 161,86
157,94
154,10
150,34
146,65
143,02
139,44
135,91
130,96
126,23
Rota 2 c/ conexão
213,72
208,96 204,32 199,80 195,38 191,06 186,83
182,68
178,60
174,59
170,63
166,72
162,86
159,02
153,40
148,02
Rota 3 s/ conexão
295,58
291,82 292,69 286,78 280,80 274,86 268,99
264,03
258,23
251,26
244,66
239,37
235,53
229,76
221,22
213,18
Rota 3 c/ conexão
329,53
325,98 327,76 321,62 315,37 309,12 302,92
297,73
291,55
283,97
276,80
271,09
267,03
260,71
250,94
241,75
Rota 4 s/ conexão
315,79
313,16 313,59 308,73 301,74 295,16 290,04
284,81
278,62
272,61
266,02
260,32
255,87
250,20
241,56
232,91
Rota 4 c/ conexão
355,08
352,75 353,91 348,89 341,37 334,29 328,86
323,26
316,53
309,97
302,73
296,47
291,61
285,32
275,29
265,26
Rota 5 s/ conexão
399,05
391,16 390,71 384,03 374,91 368,31 361,61
353,54
346,97
339,32
331,89
324,61
318,98
312,47
301,26
290,05
Rota 5 c/ conexão
448,89
440,55 440,81 433,78 423,86 416,83 409,64
400,81
393,68
385,27
377,07
369,01
362,81
355,57
342,48
329,41
Rota 5 s/ conexão +plt
336,19
328,30 327,85 321,17 312,05 305,45 298,76
290,68
284,11
276,47
269,03
261,75
256,12
249,62
238,40
227,19
Rota 5 c/ conexão +plt
386,04
377,70 377,95 370,92 361,00 353,97 346,78
337,96
330,82
322,42
314,21
306,15
299,96
292,72
279,62
266,55
Rota 6 s/ conexão
448,01
440,90 433,87 426,92 420,03 413,19 406,39
399,61
392,83
386,05
379,25
372,42
365,54
358,61
346,76
335,42
Rota 6 c/ conexão
510,16
502,43 494,76 487,13 479,54 471,97 464,41
456,83
449,22
441,57
433,86
426,08
418,21
410,24
396,10
382,58
Rota 6 s/ conexão +plt
436,44
429,32 422,30 415,35 408,46 401,62 394,81
388,03
381,26
374,48
367,68
360,85
353,97
347,03
335,18
323,85
Rota 6 c/ conexão +plt
498,58
490,85 483,18 475,56 467,97 460,40 452,83
445,25
437,64
429,99
422,29
414,51
406,64
398,67
384,52
371,00
A3/A4_
CONV
A1/A2
/A3/A A3_VE A4_VE
4_AZU RDE
RDE
L
146,72
149,69 297,77 322,24 acima
Fonte: Elaboração própria
273
TABELA 126 – SENSIBILIDADE NO CUSTO LOGÍSTICO NA MICRORREGIÃO DE CAMPANHA OCIDENTAL/RS
Custo da eletricidade
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
[R$/MWh]
265,46 256,50 247,91 239,66 231,73 224,11 216,78 209,72 202,92 194,05 187,94 182,01
Rota 1 s/ conexão
2027
2028
2029
2030
176,24
170,64
165,19
159,89
Rota 1 c/ conexão
298,05 288,89
280,08
271,61
263,46
255,60
248,02
240,70
233,63
223,89
217,55
211,36
205,32
199,41
193,64
188,00
Rota 2 s/ conexão
247,88 241,29
234,91
228,73
222,74
216,93
211,27
205,76
200,39
195,14
190,00
184,96
180,00
175,13
168,28
161,75
Rota 2 c/ conexão
284,14 277,30
270,65
264,20
257,93
251,81
245,85
240,01
234,30
228,69
223,19
217,76
212,40
207,11
199,31
191,87
Rota 3 s/ conexão
358,52 349,06
339,93
331,11
322,58
314,32
308,44
306,16
301,21
295,92
291,94
286,15
281,60
274,48
265,43
257,96
Rota 3 c/ conexão
399,80 390,04
380,59
371,44
362,56
353,94
348,02
346,20
341,23
335,81
331,87
325,77
321,06
313,23
302,96
294,50
Rota 4 s/ conexão
371,02 362,09
353,44
354,44
356,51
352,06
350,07
346,91
342,93
335,90
331,12
325,98
318,66
313,16
303,55
292,72
Rota 4 c/ conexão
417,07 407,78
398,76
400,86
404,11
399,76
398,20
395,21
391,23
383,67
378,65
373,19
365,15
359,17
348,01
335,47
Rota 5 s/ conexão
455,94 445,26
460,50
465,03
464,51
455,63
451,42
446,06
439,92
433,24
422,96
415,85
408,47
400,86
387,70
372,96
Rota 5 c/ conexão
511,71 500,55
519,46
525,83
526,23
516,85
512,82
507,38
500,97
493,87
482,56
474,85
466,76
458,36
442,97
425,79
Rota 5 s/ conexão +plt 393,09 382,40
Rota 5 c/ conexão +plt 448,86 437,70
397,64
402,18
401,66
392,77
388,57
383,20
377,06
370,38
360,11
352,99
345,61
338,01
324,85
310,10
456,61
462,97
463,37
453,99
449,96
444,52
438,12
431,01
419,71
411,99
403,90
395,50
380,12
362,93
Rota 6 s/ conexão
610,81 600,63
590,62
580,74
570,99
561,33
551,76
542,23
532,74
523,27
513,78
504,27
494,71
485,08
468,59
452,83
Rota 6 c/ conexão
697,42 686,38
675,46
664,65
653,92
643,24
632,59
621,95
611,29
600,60
589,85
579,01
568,06
556,99
537,28
518,46
Rota 6 s/ conexão +plt 599,23 589,05
Rota 6 c/ conexão +plt 685,85 674,81
579,04
569,17
559,41
549,76
540,18
530,66
521,17
511,69
502,21
492,70
483,14
473,51
457,02
441,26
663,89
653,08
642,34
631,66
621,01
610,37
599,72
589,03
578,27
567,43
556,49
545,41
525,71
506,88
A1/A2
A4_CO /A3/A A3_VER
NV
4_AZU
DE
L
158,71 161,76
291,24
acima
Fonte: Elaboração própria
274
TABELA 127 – SENSIBILIDADE NO CUSTO LOGÍSTICO NA MICRORREGIÃO DE ALTO TELES PIRES/MT
Custo da eletricidade
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
[R$/MWh]
246,95 239,43 231,18 223,98 215,86 208,09 200,64 193,50 186,65 180,09 173,78 167,72
Rota 1 s/ conexão
2027
2028
2029
2030
161,89
156,28
150,88
145,67
Rota 1 c/ conexão
272,69 265,52
257,32
250,34
242,09
234,18
226,59
219,31
212,31
205,59
199,12
192,88
186,88
181,08
175,48
170,07
Rota 2 s/ conexão
208,79 202,26
195,98
189,95
184,14
178,55
173,15
167,95
162,92
158,05
153,34
148,77
144,33
140,01
134,68
129,58
Rota 2 c/ conexão
237,53 230,86
224,44
218,25
212,28
206,52
200,96
195,57
190,36
185,30
180,38
175,59
170,93
166,38
160,51
154,91
Rota 3 s/ conexão
324,18 314,52
305,23
296,30
289,19
282,54
283,44
275,61
268,02
260,68
253,55
246,62
239,88
233,31
224,84
216,77
Rota 3 c/ conexão
359,47 349,60
340,09
330,93
323,81
317,16
319,17
311,04
303,14
295,46
287,98
280,69
273,57
266,61
257,21
248,26
Rota 4 s/ conexão
326,83 317,81
309,12
306,46
300,01
293,27
291,52
284,06
276,82
269,78
262,92
256,22
249,68
243,27
234,56
226,25
Rota 4 c/ conexão
365,46 356,19
347,24
345,21
338,72
331,84
330,68
322,86
315,24
307,81
300,54
293,41
286,42
279,54
269,73
260,39
Rota 5 s/ conexão
396,88 386,15
375,81
377,88
369,42
360,83
356,05
347,10
338,39
329,90
321,61
313,51
305,58
297,79
286,94
276,61
Rota 5 c/ conexão
442,31 431,25
420,56
424,23
415,58
406,70
402,18
392,75
383,54
374,54
365,71
357,04
348,52
340,12
327,83
316,12
Rota 5 s/ conexão +plt 334,02 323,29
Rota 5 c/ conexão +plt 379,45 368,39
312,95
315,03
306,57
297,98
293,20
284,24
275,53
267,04
258,76
250,66
242,72
234,93
224,09
213,75
357,71
361,38
352,72
343,84
339,32
329,89
320,68
311,68
302,85
294,19
285,66
277,26
264,97
253,26
Rota 6 s/ conexão
423,36 414,25
405,40
396,79
388,39
380,19
372,17
364,30
356,57
348,97
341,47
334,06
326,72
319,43
308,42
297,91
Rota 6 c/ conexão
480,07 470,49
461,14
452,01
443,06
434,29
425,67
417,18
408,81
400,53
392,32
384,17
376,06
367,97
355,18
342,97
Rota 6 s/ conexão +plt 411,78 402,68
Rota 6 c/ conexão +plt 468,50 458,91
393,83
385,22
376,82
368,62
360,59
352,72
345,00
337,39
329,89
322,48
315,14
307,86
296,85
286,33
449,56
440,43
431,49
422,71
414,10
405,61
397,23
388,95
380,75
372,60
364,49
356,40
343,61
331,39
A1/A2
A4_CO /A3/A A3_VER
NV
4_AZU
DE
L
200,69 204,67
301,60
acima
Fonte: Elaboração própria.
275
REDUÇÃO NOS CUSTOS DE CONEXÃO
TABELA 128 – SENSIBILIDADE NOS CUSTOS DE CONEXÃO MICRORREGIÃO DE TOLEDO/PR
Custo da eletricidade
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
[R$/MWh]
180,21 181,36 181,58 182,31 181,98 181,64 181,29 180,91 180,53 180,12
Rota 1 s/ conexão
2025
2026
2027
2028
2029
2030
179,70
179,25
178,79
178,31
177,80
177,28
Rota 1 c/ conexão
200,93
202,26 202,49 203,32 202,92 202,51 202,08 201,63
201,16
200,67
200,16
199,62
199,06
198,48
197,87
197,23
Rota 2 s/ conexão
159,97
159,46 158,94 158,39 157,82 157,22 156,60 155,95
155,27
154,57
153,83
153,06
152,25
151,41
150,52
149,60
Rota 2 c/ conexão
181,03
180,45 179,85 179,22 178,56 177,87 177,16 176,41
175,63
174,82
173,97
173,08
172,15
171,18
169,00
166,91
Rota 3 s/ conexão
251,10
250,33 249,52 248,68 251,58 253,28 255,75 254,65
253,50
252,31
251,06
249,75
248,39
246,96
243,63
240,45
Rota 3 c/ conexão
277,04
276,15 275,22 274,25 277,37 279,18 281,82 280,56
279,24
277,87
276,43
274,93
273,36
271,72
267,88
264,23
Rota 4 s/ conexão
257,21
256,29 255,33 258,07 260,94 261,83 262,70 261,40
260,05
258,63
257,15
255,61
253,99
252,30
248,36
244,60
Rota 4 c/ conexão
284,96
283,91 282,81 285,75 288,83 289,74 290,62 289,13
287,57
285,94
284,24
282,46
280,61
278,67
274,13
269,81
Rota 5 s/ conexão
314,47
313,26 312,01 319,29 321,26 321,15 321,33 319,63
317,84
315,98
314,03
312,00
309,88
307,66
302,47
297,53
Rota 5 c/ conexão
345,93
344,55 343,10 351,02 353,11 352,90 353,02 351,05
349,00
346,86
344,62
342,29
339,84
337,29
331,32
325,64
Rota 5 s/ conexão +plt
251,61
250,40 249,15 256,43 258,40 258,29 258,48 256,77
254,98
253,12
251,18
249,14
247,02
244,80
239,61
234,67
Rota 5 c/ conexão +plt
283,08
281,69 280,25 288,17 290,25 290,05 290,16 288,20
286,15
284,00
281,77
279,43
276,99
274,43
268,46
262,79
Rota 6 s/ conexão
326,07
334,16 342,99 341,11 339,14 337,09 334,96 332,72
330,39
327,96
325,42
322,76
319,99
317,09
310,67
304,54
Rota 6 c/ conexão
361,53
370,30 379,86 377,70 375,44 373,08 370,63 368,06
365,38
362,58
359,66
356,60
353,42
350,08
342,70
335,65
Rota 6 s/ conexão +plt
314,50
322,59 331,41 329,53 327,57 325,52 323,38 321,15
318,82
316,38
313,84
311,19
308,41
305,52
299,10
292,97
Rota 6 c/ conexão +plt
349,96
358,73 368,29 366,12 363,86 361,51 359,05 356,48
353,80
351,00
348,08
345,03
341,84
338,51
331,13
324,08
A1/A2
A4/AS_C /A3/A
A3_
A4_
AS_
ONV
4/AS_ VERDE VERDE VERDE
AZUL
150,84
153,70 233,14 252,78 257,39 acima
Fonte: Elaboração própria
276
TABELA 129 – SENSIBILIDADE NOS CUSTOS DE CONEXÃO NA MICRORREGIÃO DE UBERABA/MG
Custo da eletricidade
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
[R$/MWh]
211,31 210,74 210,13 209,51 208,85 208,17 207,46 206,71 205,94 205,13 204,28
Rota 1 s/ conexão
2026
2027
2028
2029
2030
203,40
202,47
201,51
201,24
200,83
Rota 1 c/ conexão
237,38
236,68
235,96
235,20 234,41 233,58 232,72
231,82
230,88
229,90
228,87
227,80
226,68
225,52
225,15
224,61
Rota 2 s/ conexão
211,61
210,61
209,56
208,46 207,32 206,13 208,01
209,11
209,63
209,70
209,41
208,81
206,10
205,14
201,68
198,28
Rota 2 c/ conexão
239,88
238,73
237,52
236,26 234,95 233,57 235,61
236,77
237,29
237,30
236,91
236,17
233,10
231,96
227,94
224,00
Rota 3 s/ conexão
287,76
296,29
305,98
310,65 316,50 318,57 322,30
324,75
326,23
325,93
326,16
325,90
322,77
321,88
320,64
319,09
Rota 3 c/ conexão
317,51
326,81
337,37
342,41 348,75 350,93 354,92
357,50
359,01
358,56
358,70
358,28
354,72
353,60
352,09
350,23
Rota 4 s/ conexão
317,44
334,63
347,53
356,89 362,14 365,07 366,52
361,68
361,94
361,54
360,62
359,27
357,53
354,46
352,15
349,55
Rota 4 c/ conexão
351,29
370,07
384,13
394,30 399,94 403,03 404,50
399,07
399,22
398,64
397,48
395,83
393,76
390,22
387,51
384,47
Rota 5 s/ conexão
404,14
436,05
452,78
460,67 464,50 462,90 463,52
463,10
461,91
460,12
457,83
455,12
452,04
448,61
444,85
438,48
Rota 5 c/ conexão
444,86
479,84
498,10
506,64 510,71 508,79 509,32
508,68
507,20
505,04
502,33
499,15
495,55
491,56
487,20
479,97
Rota 5 s/ conexão +plt
341,28
373,20
389,92
397,81 401,65 400,04 400,67
400,24
399,05
397,26
394,97
392,26
389,18
385,75
382,00
375,62
Rota 5 c/ conexão +plt
382,01
416,98
435,24
443,78 447,85 445,94 446,46
445,83
444,34
442,18
439,47
436,29
432,69
428,70
424,34
417,11
Rota 6 s/ conexão
575,55
572,09
568,48
564,71 560,78 556,68 552,41
547,94
543,28
538,42
533,33
534,98
535,34
534,56
532,77
524,65
Rota 6 c/ conexão
635,27
631,29
627,13
622,80 618,29 613,57 608,66
603,52
598,16
592,57
586,72
588,20
588,24
587,02
584,69
575,43
Rota 6 s/ conexão +plt
563,97
560,51
556,90
553,13 549,21 545,11 540,83
536,37
531,71
526,84
521,76
523,41
523,76
522,98
521,20
513,07
Rota 6 c/ conexão +plt
623,69
619,71
615,56
611,23 606,71 602,00 597,08
591,95
586,59
580,99
575,15
576,63
576,67
575,45
573,11
563,86
A1/A2
A4/AS_C /A3/A
ONV
4/AS_
AZUL
A3_VER
DE
A4_VE AS_VE
RDE
RDE
296,26
296,73 301,64 acima
163,86
167,02
Fonte: Elaboração própria
277
TABELA 130 – SENSIBILIDADE NOS CUSTOS DE CONEXÃO NA MICRORREGIÃO DE SANTA MARIA DA VITÓRIA/BA
Custo da eletricidade
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
[R$/MWh]
202,34 201,93 201,50 201,05 200,58 200,09 199,59 199,05 198,50 197,92 197,32 196,68 196,02
Rota 1 s/ conexão
2028
2029
2030
195,33
194,61
193,52
Rota 1 c/ conexão
220,94
220,44 219,92 219,38 218,81
218,22
217,61
216,97
216,29
215,59
214,86
214,10
213,30
212,46
211,59
210,29
Rota 2 s/ conexão
186,99
186,27 185,52 184,74 183,93
183,08
182,19
181,26
180,29
179,28
178,22
177,12
175,97
174,76
172,05
169,46
Rota 2 c/ conexão
207,17
206,34 205,48 204,58 203,64
202,66
201,64
200,57
199,46
198,30
197,08
195,81
194,49
193,10
189,98
187,00
Rota 3 s/ conexão
294,77
296,70 303,03 302,35 301,38
300,24
298,98
298,43
296,87
293,95
291,24
289,67
289,41
287,07
281,83
276,95
Rota 3 c/ conexão
319,60
321,67 328,54 327,72 326,59
325,27
323,80
323,12
321,32
318,04
314,99
313,17
312,78
310,11
304,13
298,56
Rota 4 s/ conexão
315,05
317,60 322,99 322,89 320,45
318,24
317,30
316,08
313,74
311,41
308,36
306,05
304,85
302,30
296,66
290,88
Rota 4 c/ conexão
343,09
345,82 351,65 351,45 348,70
346,19
345,06
343,62
340,95
338,30
334,85
332,21
330,76
327,85
321,37
314,76
Rota 5 s/ conexão
398,18
396,37 401,74 400,65 396,87
395,39
393,61
390,25
388,18
384,87
381,58
378,28
376,47
373,63
365,93
358,09
Rota 5 c/ conexão
432,55
430,48 436,27 434,96 430,71
428,97
426,89
423,08
420,68
416,91
413,16
409,39
407,24
403,95
395,12
386,17
Rota 5 s/ conexão +plt
335,32
333,51 338,88 337,79 334,01
332,54
330,75
327,39
325,32
322,01
318,72
315,42
313,61
310,77
303,07
295,23
Rota 5 c/ conexão +plt
369,70
367,62 373,41 372,11 367,85
366,12
364,03
360,22
357,82
354,05
350,30
346,53
344,38
341,10
332,27
323,31
Rota 6 s/ conexão
447,35
444,88 442,30 439,61 436,80
433,88
430,82
427,63
424,31
420,83
417,20
413,41
409,44
405,30
396,14
387,38
Rota 6 c/ conexão
489,11
486,26 483,30 480,20 476,98
473,61
470,10
466,43
462,60
458,61
454,43
450,07
445,51
440,75
430,21
420,14
Rota 6 s/ conexão +plt
435,77
433,30 430,72 428,03 425,23
422,30
419,25
416,06
412,73
409,25
405,62
401,83
397,87
393,73
384,56
375,80
Rota 6 c/ conexão +plt
477,53
474,69 471,72 468,63 465,40
462,04
458,52
454,86
451,03
447,03
442,86
438,49
433,94
429,18
418,63
408,56
A3/A4_
CONV
A1/A2
/A3/A A3_VE A4_VE
4_AZU RDE
RDE
L
146,72
149,69 297,77 322,24
acima
Fonte: Elaboração própria
278
TABELA 131 – SENSIBILIDADE NOS CUSTOS DE CONEXÃO NA MICRORREGIÃO DE CAMPANHA OCIDENTAL/RS
Custo da eletricidade
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
[R$/MWh]
264,37 263,80 263,20 262,57 261,91 261,23 260,52 259,78 259,00 255,88 255,27 254,58 253,82
Rota 1 s/ conexão
2028
2029
2030
253,00
252,12
251,18
Rota 1 c/ conexão
290,03 289,33 288,60 287,84
287,05
286,23
285,36
284,46
283,52
279,89
279,13
278,29
277,36
276,37
275,29
274,15
Rota 2 s/ conexão
247,16 246,15 245,10 244,01
242,87
241,67
240,43
239,13
237,78
236,36
234,88
233,34
231,72
230,04
226,24
222,61
Rota 2 c/ conexão
275,01 273,86 272,65 271,39
270,08
268,70
267,27
265,78
264,22
262,59
260,89
259,12
257,26
255,32
250,95
246,79
Rota 3 s/ conexão
357,45 356,23 354,96 353,64
352,26
350,82
351,45
355,39
356,36
356,72
358,15
357,52
357,89
355,47
350,92
347,74
Rota 3 c/ conexão
388,32 386,92 385,46 383,94
382,35
380,70
381,30
385,51
386,47
386,76
388,21
387,39
387,67
384,82
379,54
375,76
Rota 4 s/ conexão
370,05 368,61 367,11 374,92
383,49
385,25
389,18
391,66
393,07
391,18
391,30
390,86
388,01
386,79
381,26
374,33
Rota 4 c/ conexão
403,78 402,13 400,40 408,87
418,15
419,97
424,15
426,74
428,15
425,94
425,93
425,28
422,00
420,49
414,04
406,09
Rota 5 s/ conexão
454,80 452,91 476,54 489,07
496,18
494,58
497,31
498,58
498,76
498,11
493,60
491,99
489,86
487,28
478,91
468,74
Rota 5 c/ conexão
494,37 492,19 518,02 531,65
539,31
537,41
540,25
541,47
541,49
540,59
535,46
533,49
530,94
527,87
518,17
506,54
Rota 5 s/ conexão +plt
391,95 390,05 413,68 426,22
433,33
431,72
434,46
435,72
435,90
435,26
430,75
429,14
427,01
424,42
416,05
405,89
Rota 5 c/ conexão +plt
431,51 429,33 455,16 468,79
476,46
474,55
477,39
478,61
478,63
477,74
472,61
470,63
468,08
465,02
455,31
443,68
Rota 6 s/ conexão
609,94 606,47 602,86 599,10
595,17
591,07
586,80
582,33
577,67
572,81
567,72
562,41
556,87
551,07
538,24
525,97
Rota 6 c/ conexão
668,01 664,03 659,87 655,54
651,03
646,31
641,40
636,26
630,90
625,31
619,46
613,36
606,98
600,31
585,55
571,45
Rota 6 s/ conexão +plt
598,36 594,90 591,29 587,52
583,60
579,50
575,22
570,76
566,10
561,23
556,15
550,84
545,29
539,49
526,66
514,40
Rota 6 c/ conexão +plt
656,43 652,45 648,30 643,97
639,45
634,74
629,82
624,69
619,33
613,73
607,89
601,78
595,40
588,73
573,98
559,87
A4_CO
NV
A1/A2
/A3/A A3_VE
4_AZU RDE
L
158,71 161,76 291,24
acima
Fonte: Elaboração própria
279
TABELA 132 – SENSIBILIDADE NOS CUSTOS DE CONEXÃO NA MICRORREGIÃO DE ALTO TELES PIRES/MT
Custo da eletricidade
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
[R$/MWh]
245,81 247,24 247,54 248,48 248,12 247,74 247,34 246,93 246,50 246,05 245,57 245,08
Rota 1 s/ conexão
2027
2028
2029
2030
244,57
244,03
243,47
242,89
Rota 1 c/ conexão
268,08 269,73 270,05 271,12
270,68
270,22
269,74
269,24
268,72
268,17
267,60
267,01
266,39
265,74
265,06
264,35
Rota 2 s/ conexão
208,03 207,47 206,88 206,28
205,64
204,98
204,29
203,57
202,81
202,03
201,21
200,35
199,45
198,51
196,40
194,39
Rota 2 c/ conexão
232,10 231,46 230,79 230,09
229,36
228,59
227,80
226,97
226,10
225,20
224,26
223,27
222,24
221,16
218,73
216,42
Rota 3 s/ conexão
323,06 322,20 321,32 320,39
320,91
321,53
329,36
328,14
326,87
325,54
324,15
322,70
321,19
319,60
315,90
312,37
Rota 3 c/ conexão
351,06 350,08 349,06 347,99
348,51
349,13
357,63
356,23
354,77
353,24
351,64
349,97
348,23
346,41
342,15
338,09
Rota 4 s/ conexão
325,80 324,80 323,75 328,36
328,84
328,71
333,27
331,83
330,32
328,75
327,10
325,39
323,59
321,72
317,33
313,16
Rota 4 c/ conexão
355,81 354,65 353,45 358,44
358,90
358,69
363,59
361,93
360,20
358,39
356,50
354,53
352,46
350,31
345,26
340,47
Rota 5 s/ conexão
395,68 394,35 392,97 403,59
403,27
402,43
405,05
403,16
401,17
399,10
396,94
394,68
392,32
389,86
384,09
378,60
Rota 5 c/ conexão
429,76 428,24 426,65 438,22
437,79
436,78
439,56
437,37
435,09
432,71
430,23
427,63
424,92
422,08
415,45
409,14
Rota 5 s/ conexão +plt 332,82 331,49 330,11 340,73
Rota 5 c/ conexão +plt 366,91 365,38 363,79 375,37
340,41
339,58
342,20
340,30
338,32
336,25
334,08
331,83
329,47
327,00
321,23
315,75
374,93
373,93
376,70
374,52
372,24
369,86
367,37
364,77
362,06
359,23
352,59
346,28
Rota 6 s/ conexão
422,44 420,51 418,51 416,42
414,24
411,96
409,58
407,10
404,51
401,81
398,99
396,04
392,95
389,73
382,60
375,79
Rota 6 c/ conexão
463,30 461,08 458,78 456,37
453,86
451,25
448,51
445,66
442,68
439,58
436,33
432,94
429,39
425,69
417,49
409,65
Rota 6 s/ conexão +plt 410,86 408,94 406,93 404,84
Rota 6 c/ conexão +plt 451,72 449,51 447,20 444,80
402,66
400,38
398,01
395,53
392,94
390,23
387,41
384,46
381,38
378,16
371,03
364,22
442,29
439,67
436,94
434,09
431,11
428,00
424,75
421,36
417,82
414,11
405,91
398,08
A1/A2
A4_CO /A3/A A3_VE
NV
4_AZU RDE
L
200,69 204,67 301,60
acima
Fonte: Elaboração própria.
280