Sistema Elétrico Brasileiro
Expansão Hidrotérmica
Adriano Pires
Abel Holtz
Setembro 2011
Centro Brasileiro de Infraestrutura
O CBIE - CENTRO BRASILEIRO DE INFRAESTRUTURA
O CBIE é uma empresa de consultoria e informação especializada em serviços de inteligência e gestão
de negócios no mercado de energia.
Atua nos mercados de petróleo e seus derivados, gás natural, energia elétrica e fontes de energia
renovável; considerando a interdependência existente entre estes mercados.
Monitora continuamente os eventos do mercado, a economia, o cenário político, as decisões
governamentais - em especial de órgãos reguladores - e outros fatores externos que possam afetar a
dinâmica das indústrias de energia.
Possui como vantagem comparativa a combinação única da experiência de profissionais no setor
privado e público com o domínio dos fundamentos do mercado de energia.
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RESUMO
O Brasil detém um dos maiores potenciais de geração hidroelétrica do mundo e por conta dessa
característica desenvolveu uma matriz elétrica entre as mais limpas e estimulou o desenvolvimento de
um sistema interligado capaz de aproveitar sinergias. No entanto, converter o potencial hidroelétrico
remanescente em produção de energia tem-se mostrado tarefa árdua tanto pela distância entre áreas
de produção e os centros de consumo, quanto pelas exigências estabelecidas nos processos de
licenciamento ambiental.
A partir dessas dificuldades, este trabalho analisa as diversas alternativas de cenário para a construção
de uma matriz elétrica diversificada e adequada ao atendimento da demanda do país, à luz dos
desafios que se delineiam para os próximos anos: o crescimento da demanda; o vencimento dos
contratos de energia existentes; e o vencimento das concessões de geração, transmissão e
distribuição.
O objetivo final do trabalho é propor um conjunto de políticas públicas e soluções para a matriz
energética brasileira, as quais, necessariamente, terão de considerar o enorme potencial hidroelétrico
do país, a grande disponibilidade de gás natural que advirá da exploração das áreas do Pré-Sal, além
do potencial do carvão mineral no sul do Brasil e das fontes renováveis, como eólica e biomassa. Para
que isso ocorra, entretanto, é preciso constituir um ambiente regulatório estável e um planejamento
energético consistente, além de políticas de continuidade de ações livre de interferências de políticas.
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SUMÁRIO
INTRODUÇÃO .......................................................................................................... 3
1. VISÃO GERAL ...................................................................................................... 5
1.1 NOVO MODELO ................................................................................................. 6
1.2 OPERAÇÃO ........................................................................................................ 6
1.3 EXPANSÃO......................................................................................................... 7
1.4 PREÇOS E TRIBUTOS ....................................................................................... 8
1.5 RENOVAÇÃO DAS CONCESSÕES ................................................................... 8
1.6 INTERCONEXÃO ELÉTRICA ............................................................................. 9
2. LINHA DO TEMPO DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO ................................. 10
3. ALTERAÇÕES RECENTES NA LEGISLAÇÃO .................................................. 11
4. CENÁRIO ATUAL ............................................................................................... 13
4.1 ENERGIA HIDROELÉTRICA ............................................................................ 14
4.2 ENERGIA TERMOELÉTRICA ........................................................................... 20
4.2.1 PETRÓLEO E GÁS NATURAL ...................................................................... 20
4.2.2 CARVÃO MINERAL ....................................................................................... 25
4.2.3 NUCLEAR ...................................................................................................... 28
4.2.4 BIOMASSA..................................................................................................... 30
4.3 ENERGIA EÓLICA ............................................................................................ 31
4.4 ENERGIA SOLAR: TÉRMICA E FOTOVOLTAICA ........................................... 34
5. QUESTÕES ATUAIS DO SETOR ELÉTRICO .................................................... 36
5.1 EXPANSÃO DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO ............................................... 36
5.2 INTEGRAÇÃO ENERGÉTICA COM A AMÉRICA DO SUL .............................. 38
5.3 ALTERAÇÕES NA OPERAÇÃO ....................................................................... 40
5.4 PREÇO DA ENERGIA ...................................................................................... 44
5.5 CARGA TRIBUTÁRIA ....................................................................................... 48
5.6 VENCIMENTO DE CONCESSÕES .................................................................. 51
5.7 FINANCIAMENTO ............................................................................................. 52
5.8 INADIMPLÊNCIA NO SETOR ELÉTRICO ........................................................ 54
5.9 IMPACTOS AMBIENTAIS ................................................................................. 55
6. ANÁLISE DO SISTEMA HIDROTÉRMICO ......................................................... 60
7. DEMANDA FUTURA – CENÁRIOS .................................................................... 65
7.1 CENÁRIO PROVÁVEL ...................................................................................... 67
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7.1.1 EVOLUÇÃO DA CAPACIDADE INSTALADA ............................................... 68
7.1.2 GERAÇÃO DE ENERGIA .............................................................................. 69
7.2 CENÁRIO CONSERVADOR ............................................................................ 70
7.2.1 EVOLUÇÃO DA CAPACIDADE INSTALADA ................................................ 71
7.2.2 GERAÇÃO DE ENERGIA .............................................................................. 71
7.3 CENÁRIO AGRESSIVO .................................................................................. 72
7.3.1 EVOLUÇÃO DA CAPACIDADE INSTALADA ................................................ 73
7.3.2 GERAÇÃO DE ENERGIA .............................................................................. 74
7.4 RESUMO DOS CENÁRIOS............................................................................. 76
7.5 INVESTIMENTOS NECESSÁRIOS ................................................................. 78
7.6 RECEITA DA GERAÇÃO ................................................................................ 79
7.7 RESULTADOS DOS CENÁRIOS ..................................................................... 79
8. CONCLUSÕES ................................................................................................... 82
9. AÇÕES RECOMENDADAS................................................................................ 85
9.1 PLANEJAMENTO ............................................................................................. 85
9.2 MEIO AMBIENTE ............................................................................................ 86
9.3 OPERAÇÃO .................................................................................................... 88
9.4 FINANCIAMENTO ........................................................................................... 88
9.5 OUTRAS SUGESTÕES.................................................................................... 89
9.5.1. PLANO DECENAL DE EXPANSÃO DE ENERGIA ...................................... 89
9.5.2. LEILÕES DE ENERGIA NOVA ..................................................................... 89
REFERÊNCIAS ...................................................................................................... 91
ANEXO I – PREMISSAS CENÁRIOS ..................................................................... 92
ANEXO II – CENÁRIO PROVÁVEL ........................................................................ 93
ANEXO III – CENÁRIO CONSERVADOR .............................................................. 94
ANEXO IV –CENÁRIO AGRESSIVO ..................................................................... 95
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INTRODUÇÃO
O Brasil detém um dos maiores potenciais de geração hidroelétrica do mundo e por conta dessa
característica, as usinas hidroelétricas (UHEs) respondem hoje por 84% da geração elétrica no país.
Essa peculiaridade permitiu à nação ter uma matriz elétrica entre as mais limpas do mundo; além
disso, estimulou o desenvolvimento de um sistema interligado capaz de aproveitar as sinergias
existentes entre as diversas bacias hídricas existentes no território, originando um mercado de energia
com características muito particulares e sem precedentes em outras partes do mundo.
Cerca de metade do potencial hidroelétrico brasileiro economicamente explorável ainda não foi
aproveitado. Converter essa imensa reserva em energia, no entanto, efetivamente, tem-se mostrado
tarefa árdua tanto pela distância entre áreas de produção e os centros de consumo, quanto pelas
exigências estabelecidas nos processos de licenciamento ambiental, o que, muitas vezes, impede o
aproveitamento máximo desse potencial.
Como consequência desse embate, as novas UHEs e as Pequenas Centrais Hidroelétricas (PCHs) em
construção estão trabalhando em condições muito inferiores a sua capacidade ideal, utilizando o
modelo a fio d´água e tornando-se incapazes de estocar nos seus reservatórios a energia que
poderiam gerar e consequentemente dificultando uma modulação da operação que possa tender a
demanda do país. Esse contexto inédito tem criado questionamentos de como o país poderá vir a
operar o sistema elétrico interno.
Com a diminuição da capacidade de armazenamento dos reservatórios das hidroelétricas, o Brasil vem
caminhando para uma maior carbonização da matriz elétrica. Isso se deu pela contratação de
termoelétricas a hidrocarbonetos ─ de construção mais rápida e, surpreendentemente, com menores
restrições para licenciamento ambiental ─ que imprimiram uma aura de confiabilidade ao sistema. Mais
recentemente, o país voltou-se para empreendimentos de energias de biomassa, eólica e térmica,
mas, embora tenham um cunho de fontes renováveis, ainda não atingiram uma maturidade de
investimentos que confiram ao sistema a confiabilidade de suprimento que as UHEs com reservatórios
propiciavam antes das restrições ambientais.
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Este trabalho procura detalhar o porquê de a carbonização de matriz elétrica ainda ser a principal
expressão energética do país. O histórico recente do Setor Elétrico Brasileiro será documentado e
analisado, demonstrando-se a transformação da matriz de geração de energia elétrica brasileira a
partir de 2003.
O trabalho tem como objetivo analisar as diversas alternativas de cenário para o suprimento de energia
elétrica no atendimento à demanda do país, à luz dos desafios que se delineiam para os próximos
anos: o crescimento da demanda; o vencimento dos contratos de energia existentes; e o vencimento
das concessões de geração, transmissão e distribuição. Nessa análise, considera-se, ainda, a
integração do Brasil com outros países vizinhos da América Latina e procura-se, também, desmitificar
algumas fontes de energia que, talvez por força do desconhecimento, são depreciadas ou
excessivamente laureadas nas políticas públicas para o setor.
Esse relatório, também, alerta para pontos críticos que devem ser observados e monitorados nesse
momento de apreciação de novas fontes energéticas. A idéia é propor ações de política pública e
soluções para a matriz energética brasileira, as quais, necessariamente, terão de considerar o enorme
potencial hidroelétrico do país e a grande disponibilidade de gás natural que advirá da exploração das
áreas do Pré-Sal. Para que isso ocorra, entretanto, urge um ambiente regulatório estável e um
planejamento energético consistente, além de políticas de continuidade de ações, o que não pode ter
interferências de políticas partidárias no processo.
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PARTE I
1. VISÃO GERAL
A garantia do suprimento de energia elétrica, a qualidade e a confiabilidade de seu fornecimento são,
sem dúvida, questões básicas para o desenvolvimento e a competitividade de um país. Para atender
esses critérios de excelência, o governo brasileiro decidiu, no passado, converter as empresas
privadas pioneiras em estatais federais como a Companhia Hidroelétrica do São Francisco (Chesf) e
algumas estatais estaduais como a Companhia Energética de Minas Gerais (Cemig).
Apesar da competência técnica desenvolvida no setor pelo modelo estatal, instalado após a percepção
disseminada da sua importância para o desenvolvimento do país, as empresas do setor elétrico
sempre foram influenciadas por decisões e ingerências políticas que comprometem a estabilidade da
produção, pois essa depende de medidas hierárquicas governamentais. Essa instabilidade de
diretrizes veio a aprofundar-se na sua trajetória a tal ponto que tornou economicamente inviável a
expansão do setor a partir de 1980 pelas empresas estatais, não só em razão das políticas
econômicas governamentais (contenção tarifária, antecipação de megaprojetos, por exemplo) como
pelas ingerências políticas na gestão de algumas concessionárias.
Enquanto isso, em vários países, era iniciada uma verdadeira revolução em um setor tido como
monopólio natural. Essa revolução preconizou o fim de uma estrutura baseada na integração em
grupamentos regionais de geração, transmissão e distribuição, para uma desverticalização
(“unbundling”) desses segmentos com a introdução da competição na geração e permitindo, aos
consumidores, escolher seus supridores, garantindo o livre acesso às redes de transmissão e
distribuição.
Nesse contexto, no Brasil, ampliava-se a crise do setor elétrico interno e, em 1993, o governo assumiu
um passivo de US$ 26 bilhões em dívidas de suas estatais, ao mesmo tempo, em que concedia um
aumento real nas tarifas de 70%. A consequência natural dessa crise foi a elevação do risco de deficit
de energia, devido à falta de investimentos para expandir a capacidade de geração e às crescentes
restrições na transmissão. Esse quadro panorâmico foi estabelecendo um novo ciclo de inadimplências
entre as concessionárias de geração e de distribuição.
Decidiu-se, pois, dar início a um processo de privatização do setor elétrico brasileiro e as
concessionárias distribuidoras foram as primeiras a serem leiloadas, entre as quais estavam Escelsa
(ES) e Light (RJ), privatizadas em 1995 e 1996, respectivamente.
Por outro lado, nesse contexto, se viabilizaram parcerias entre o setor privado e as estatais para
finalizar empreendimentos de UHEs paralisadas, com grande sucesso. No total, entre 1996 e 2002,
foram licitados aproveitamentos hidroelétricos que somavam 12.144 MW – uma média de 1.734 MW
por ano. Nesse período, entraram em operação 12.319 MW oriundos de novas UHEs: as que se
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encontravam em obras antes de 1996, produzindo uma média de 1.759 MW por ano. Esse esforço fez
com que entre 1996 e 2002 entrassem em operação 20.576 MW, em média 3 GW/ano.
Durante esses sete anos, começaram a ser igualmente licitadas novas linhas de transmissão e
estações de transformação destinadas a ampliar e reforçar a Rede Básica de Transmissão, assim
como foram configurados mais 11.144 quilômetros de linhas à rede, o que contribuiu para aumentar a
segurança do sistema.
1.1 NOVO MODELO
Este modelo inédito possibilitou o aparecimento de novas instituições no setor elétrico brasileiro. As
principais foram a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), o Mercado Atacadista de Energia
(MAE), que, em 2004, foi reestruturado e cedeu lugar à Câmara de Comercialização de Energia
Elétrica (CCEE) e o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS).
O planejamento energético do país foi centralizado pelo governo federal que criou a Empresa de
Pesquisa Energética (EPE). Essa estatal, entre outras atribuições, passou a determinar quais
empreendimentos estão aptos a serem ofertados nos leilões de energia nova, após receberem uma
licença prévia de instalação dos órgãos competentes.
1.2 OPERAÇÃO
Com a reestruturação do sistema ocorrido em 2004, as distribuidoras de energia passaram a ter a
obrigatoriedade de contratar toda a demanda de energia de seus consumidores cativos por meio de
leilões de energia. Os leilões começaram a ocorrer em 2005, com a contratação de energia gerada por
UHEs existentes e por um grande número de UTEs a óleo combustível, que mantinham o preço de
venda médio maior do que as UHEs, elevando as tarifas de energia dos consumidores.
Dessa forma, foi criado um ambiente seguro para os novos geradores, com a garantia de que a
energia fosse vendida para as distribuidoras em contratos com prazos mais longos. As novas
concessões de empreendimentos de geração, por sua vez, passaram a ser obtidas pelas empresas ou
por consórcio de empresas, que ofertassem a menor tarifa de venda da energia nos leilões. Essa nova
configuração viria a estimular a modicidade tarifária.
Cabe observar, também, que as hidroelétricas licitadas desde 2003 são praticamente todas a fio
d’água ou com capacidade ínfima de acumulação. O ONS, por diversas vezes, tem alertado sobre a
redução da capacidade de regularização plurianual do sistema: a relação entre toda a energia
armazenável (em MWmédios) em forma de água nos reservatórios e a demanda nacional (também em
MWmédios) apresentou, em números aproximados, queda de 6,7, em 2000, para 4,5, em 2012. A
consultoria PSR estima, por sua vez, que haverá uma perda na capacidade de regularização do
sistema hidroelétrico da ordem de 10%, entre 2010 e 2020. Com isso, a capacidade de armazenar
energia do SIN está diminuindo e as térmicas tendem a aumentar seu papel na regularização do
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sistema, com impactos previsíveis sobre os preços e sobre o meio ambiente, com destaque para as
emissões de Gases de Efeito Estufa (GEE).
Outro fator que tem estimulado a contratação de térmicas é a incapacidade do governo de viabilizar
investimentos hidroelétricos entre 2002 e 2005 por questões regulatórias, econômicas e ambientais.
Nos leilões de energia para o mercado regulado, realizados entre 2005 e 2008, para suprimento entre
2009 e 2013, predominou a energia oriunda de fontes térmicas, que somaram uma capacidade
instalada de 15,4 GW. Nesses leilões, contudo, a energia de origem hidráulica foi de apenas 8,2 GW.
No fim de 2007 e início de 2008, quando os reservatórios das UHEs do país voltaram a apresentar
níveis abaixo do normal, o ONS acionou as térmicas para evitar um maior deplecionamento dos
reservatórios das UHEs e impedir os apagões pelo país. O acionamento das térmicas, principalmente
aquelas a óleo combustível, gerou um custo adicional de aproximadamente R$ 1,5 bilhão, que foi
repassado às tarifas para o consumidor. O acionamento das usinas térmicas, em caráter emergencial,
tem-se repetido ano após ano, caracterizando a falta de um planejamento integrado para o setor que
contemple melhor a participação das UTEs de forma mais efetiva, não penalizando o consumidor final.
Nos próximos anos, a tendência é de que novas fontes de energia aumentarão sua participação na
matriz elétrica, dificultando ainda mais a operação de um sistema interligado. Os principais exemplos
dessas novas fontes são a energia eólica e a biomassa, cuja geração de energia não é regular: no
primeiro caso, pelo caráter intermitente; no segundo, pela sazonalidade da safra de cana-de-açúcar.
Portanto, os atuais procedimentos operacionais, concebidos para um modelo majoritariamente
hidroelétrico com usinas de grandes reservatórios, estão condenados e não mais servirão à operação
ótima do sistema.
A revisão das regras de operação atuais é o primeiro passo para que os benefícios oriundos das
gerações térmica e eólica sejam percebidos pelos consumidores finais. Em seguida, a comercialização
de energia nova associada ao sistema elétrico também necessitará de uma revisão, tendo em vista
que o aumento da interligação do sistema eliminará as restrições de transmissão no futuro,
descaracterizando os atuais subsistemas elétricos regionais.
1.3 EXPANSÃO
A realização de um planejamento energético segmentado, que focou majoritariamente investimentos
na geração está-se refletindo na diminuição da qualidade do serviço nos segmentos de transmissão e
distribuição, que estão sendo a origem dos frequentes apagões e a dificuldade das atividades de
comercialização. Além disso, a Aneel apresenta-se incapacitada para executar plenamente suas
funções, resultando em inócua fiscalização das empresas do setor e, por sua vez, na ineficiência
operacional.
A viabilização de grandes empreendimentos hidroelétricos no país também é fortemente influenciada
pelo governo federal. Inicialmente, o modelo procurou estabelecer Parcerias Público-Privadas (PPP)
para a construção dos novos empreendimentos, como de fato ocorreu com as usinas do rio Madeira,
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Sistema Elétrico Brasileiro | Expansão Hidrotérmica
Santo Antônio e Jirau, em que a participação estatal era minoritária. Contudo, o governo federal
passou a interferir no cenário energético para viabilizar investimentos polêmicos, como a usina de Belo
Monte no rio Xingu, empreendimento cuja participação direta e indireta governamental chega a mais de
70%.
O atual modelo de gestão permite, também, que uma parte da energia elétrica gerada pelos
empreendimentos seja comercializada diretamente pelos geradores aos consumidores livres. Com
essa decisão setorial, o governo federal estabeleceu como meta a geração de uma relação ótima para
o trade-off entre segurança no suprimento e modicidade tarifária, de forma a permitir um serviço de
qualidade aos consumidores e uma remuneração justa aos investidores.
1.4 PREÇOS E TRIBUTOS
Outra questão importante é o valor pago pela energia elétrica atualmente no Brasil. Os consumidores
estão sendo enormemente penalizados com uma das tarifas mais caras do mundo, apesar de a base
do sistema elétrico brasileiro ser, em sua maioria, hidroelétrica, uma fonte de energia com os menores
custos de mercado. Impostos e encargos, na conta de energia, correspondem a aproximadamente
45% da tarifa de energia, sendo arrecadados, portanto, em 2008, mais de R$ 46,5 bilhões.
O governo resiste em reduzir a carga tributária sobre o setor elétrico, o que pode ser verificado com a
renovação da cobrança de vários encargos que tiveram seus prazos vencidos há tempos, como por
exemplo, a Reserva Global de Reversão (RGR), renovada no fim de 2010. É importante enfatizar que a
facilidade na renovação da vigência desse tributo bem como o aumento dos encargos do setor elétrico
deve-se a pouca percepção por parte dos consumidores a respeito da essencialidade da energia
elétrica. Torna-se evidente o desequilíbrio no trade-off modicidade tarifária e garantia do suprimento,
no qual o último aspecto tem sido priorizado.
Apesar das altas tarifas, as falhas no sistema elétrico brasileiro têm sido cada vez mais frequentes,
comprovadas pelos grandes apagões de novembro de 2009 e de fevereiro de 2011, que deixaram
milhões de consumidores no escuro e causaram grandes prejuízos para a economia do país.
1.5 RENOVAÇÃO DAS CONCESSÕES
Outra questão que vem gerando incerteza para os agentes é a dúvida em relação à renovação das
concessões do setor elétrico que começarão a vencer a partir de 2015. De acordo com a Aneel, 23%
do parque gerador hidroelétrico e 82% das linhas de transmissão do setor elétrico terão vencidos seus
contratos de concessão nesse ano. O adiamento da resolução desse problema pelo governo federal
influencia a tomada de decisões de novos investimentos das concessionárias de energia, inclusive
aqueles relacionados à manutenção de suas instalações, além de gerar grandes questionamentos
jurídicos.
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Centro Brasileiro de Infraestrutura
O silêncio do governo sobre a questão indica que o caminho da prorrogação das concessões será o
mais provável, uma vez que o processo de licitação poderia levar à privatização de importantes
empresas estatais do setor, como a Chesf, o que parece não fazer parte da estratégia política
governamental. Além disso, o governo federal utilizará o argumento de que os empreendimentos foram
amortizados antecipadamente para diminuir o valor a ser pago pela energia gerada, o que exigirá
verificação de cada ativo como comprovação da procedência do argumento ou se os investimentos
ainda estão sendo amortizados.
1.6 INTERCONEXÃO ELÉTRICA
A interconexão elétrica entre os países da América do Sul tende a intensificar-se nos próximos anos,
com o Brasil aumentando a importação de energia de empreendimentos hidroelétricos. A Eletrobras
planeja a construção de usinas no Peru, na Bolívia e na Argentina. É importante, no entanto, ressaltar
que os governos desses países poderão estabelecer regras para a venda de energia que venham a
penalizar o consumidor brasileiro. Como, por exemplo, ocorreu na revisão dos contratos de Itaipu, em
que o Paraguai conseguiu ter atendida sua reivindicação de um reajuste de 300% no valor da energia
utilizada pelo Brasil da sua cota parte.
No caso específico do Paraguai, as modificações de postura não se restringirão ao preço da energia e
deverão ser estendidas à eventual venda direta pela Administração Nacional de Eletricidade (ANDE),
empresa pública de energia Paraguaia, da energia de sua cota parte a consumidores brasileiros,
argentinos e chilenos. No entanto, para obter esse direito, uma longa negociação deverá ser
estabelecida o que implicará mudanças de legislações nos países envolvidos. No Brasil, por exemplo,
a Lei que obriga mandatoriamente às distribuidoras do Sudeste a comprar a energia de Itaipu deverá
ser revista.
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2. LINHA DO TEMPO DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO
Os fatos elencados no capítulo anterior podem ser resumidos em uma linha de tempo, na qual se pode
visualizar a evolução e as modificações das políticas para o setor elétrico, ocorridas no período de
Século XXI
Século XX
Séc. XIX
quase dois séculos.
10
1889
Inaugurada a primeira Usina Hidroelétrica em Juiz de Fora (MG)
1899
Fundada a Light em São Paulo
1904
Fundada a Light no Rio Janeiro
1934
Criado o Código de Águas: Início da regulamentação do setor elétrico
1945
Fundada a Companhia Hidro Elétrica do São Francisc o (Chesf)
1952
Fundada a Companhia Elétrica de Minas Gerais (Cemig)
1957
Fundada Furnas Centrais Elétricas
1960
Criado o Ministério de Minas e Energia: Execuç ão da política energética
1962
Fundada Centrais Elétricas Brasileiras
1968
Criado o Comitê Coordenador de Operação Interligada (CCOI): Início da operação interligada
1974
Criada a entidade binacional Itaipu
1984
Inaugurada a primeira turbina da Usina Hidroelétric a de Tucuruí
1984
Inaugurada a primeira usina termonuclear do Brasil (Angra I)
1990
Criado o Plano Nacional de Desestatização (PND)
1995
Iníc io da Privatização do Setor Elétrico
1996
Criação da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel): Regulação, fisc alização e concessão
1997
Criado o Conselho Nacional de Polític a Energética (CNPE): Diretrizes e políticas energéticas
1998
Regulamentado o Mercado Atacadista de Energia Elétrica (reorganizado em 2004 c omo Câmara de
Comercializaç ão de Energia Elétrica - CCEE)
1998
Criado o Operador Nac ional do Sistema Elétrico (ONS): Operação do SIN
1999
Inauguração do Gasoduto Bolívia-Brasil (Gasbol)
2000
Instituído o Programa Prioritário de Termeletric idade (PPT): Início da expansão das térmicas
2001
Rac ionamento ou Apagão
2004
Instituído o Novo Modelo do Setor Elétrico
2004
Criado o Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA): incentivar
as fontes alternativas de energia
2004
Criada a Empresa de Pesquisa Energética (EPE): Realizar o planejamento energétic o
2004
Conselho Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE): Monitoramento e segurança do suprimento
2004
Instituído o Programa Luz para Todos: Universalização do serviço de energia elétrica
2005
Instituídos os Leilões de Energia
2007
Realizado o Leilão da Usina Hidroelétrica Santo Antônio
2007
Descobertas as reservas de petróleo e gás natural na Camada Pré-Sal
2008
Realizado o Leilão da Usina Hidroelétrica Jirau
2010
Realizado o Leilão da Usina Hidroelétrica Belo Monte
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3. ALTERAÇÕES RECENTES NA LEGISLAÇÃO
É conveniente fazer um registro das principais alterações introduzidas pela nova legislação que
começou a vigorar em 2003. A Lei nº 10.847, de 2005, criou a EPE, com o objetivo de elaborar estudos
e pesquisas destinados a subsidiar o planejamento do setor energético. Por sua vez, Lei nº 10.848, de
2005, introduziu inúmeras alterações na legislação do setor, entre as quais merecem ser destacadas
as seguintes: (i) tornou obrigatória a participação das concessionárias de distribuição em leilões para
compra de 100% da energia necessária à expansão do seu mercado, mediante contratos de longo
prazo no Ambiente de Contratação Regulada (ACR); (ii) obrigou os investidores de geração a vender
energia ao mercado regulado somente por esses leilões; (iii) criou o Ambiente de Contratação Livre
(ACL), no qual produtores independentes de energia e consumidores livres e especiais podem
negociar diretamente a energia; (iv) transformou o Mercado Atacadista de Energia, cuja criação fora
autorizada pela Lei nº 10.433, de 2002, em Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE); e
(v) destinou 3% da Reserva Global de Reversão (RGR) e 20% dos recursos de P&D (vide Lei nº 9.991,
de 2000) para a EPE.
É importante mencionar, também, o Decreto nº 5.163, de 2004, instituído pelo Governo em função da
nova legislação, que regulamentou a comercialização de energia elétrica e o processo de outorga de
concessões e de autorizações de geração de energia elétrica. Por último, deve-se citar o Decreto nº
5.177, de 2004, que regulamentou o funcionamento da CCEE, destinada a viabilizar a comercialização
de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional, tanto nos Ambientes de Contratação Regulada,
quanto de Contratação Livre, além de efetuar a contabilização e a liquidação financeira das operações
realizadas no mercado de curto prazo.
Depois desse decreto, a licitação de aproveitamentos hidroelétricos sofreu importantes alterações, e
passou a ser realizada em leilões de compra e venda de energia, nos quais as distribuidoras têm de
adquirir dos agentes de geração a energia suficiente para abastecer o seu mercado. Nesses leilões, há
um preço-teto estabelecido pelo governo para cada tipo de energia fornecida, segundo sua fonte
(hidráulica, térmica, eólica, biomassa etc.), com o objetivo de reduzir as tarifas para o consumidor final.
No caso de aproveitamentos hidroelétricos novos, recebe a outorga a empresa que ofertar a energia
da nova usina pelo menor preço em um primeiro leilão específico realizado horas antes do leilão de
compra e venda de energia. Nesse segundo leilão, se negociará o atendimento da demanda
previamente declarada pelas distribuidoras, mas desconhecida dos agentes geradores ofertantes. A
energia das novas hidroelétricas será obrigatoriamente fornecida ao preço do lance vencedor no leilão
realizado anteriormente. É importante acrescentar que uma parcela menor da energia (algo como 20%
ou 30%) a ser produzida pelas novas hidroelétricas costuma ser destinada à comercialização no
mercado livre.
As termoelétricas, embora requeiram concessão da União para operar, não precisam passar por
licitação, porque não representam concessão de uso de bem público (como no caso de hidroelétricas,
que exploram cursos d’água, um patrimônio do Estado) e são construídas e operadas com o risco do
11
Sistema Elétrico Brasileiro | Expansão Hidrotérmica
empreendedor. As térmicas somente são obrigadas a participar dos leilões de compra e venda de
energia caso queiram comercializar sua produção no mercado regulado.
Nas disposições do Decreto nº 5.163, de 2004, destacou-se a exigência de obtenção de licença
ambiental prévia à licitação de novos aproveitamentos hidroelétricos, conforme recomendação
estabelecida pela Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica, ainda em 2002. Com esse conjunto
de medidas, o governo passou a ter maior controle sobre diversas atribuições e funções até então
distribuídas entre a agência reguladora, a Aneel, e outros agentes públicos e privados, obtendo, com
isso, maiores poderes sobre o setor elétrico.
12
Centro Brasileiro de Infraestrutura
PARTE II
4. CENÁRIO ATUAL
O Sistema Interligado Nacional (SIN) permite o armazenamento ótimo de água nos reservatórios das
UHEs de forma a explorar a complementaridade das estações chuvosas e secas nas diferentes
regiões do País, resultando na maior flexibilidade do abastecimento de energia elétrica.
Como decorrência da pressão ambientalista contra a construção de UHEs com grandes reservatórios,
está ocorrendo uma perda da capacidade de regularização plurianual do sistema hidroelétrico. A
regularização anterior decorria da existência de um conjunto de reservatórios das hidroelétricas do país
que armazenavam água nos períodos chuvosos para gerar energia elétrica nos períodos secos. Nesse
novo paradigma, contudo, quase a totalidade dos aproveitamentos hidroelétricos licitados a partir de
2005 foi para usinas a fio d’água, ou seja, sem reservatório, devido à forte pressão ambientalista.
Existe, pois, uma tendência de perda da capacidade média de regularização do sistema elétrico.
Mesmo que haja uma liberação mais rápida de projetos de UHEs pelos órgãos ambientais, a restrição
à construção de reservatórios levará à construção e/ou à operação mais intensa de UTEs, com o
objetivo de compensar a deficiência na capacidade de regularização. É necessário, portanto,
considerar o prejuízo ambiental decorrente desses investimentos nas análises que venham a restringir
a construção de reservatórios nas UHEs.
Outro aspecto que deve ser destacado são as recorrentes falhas no planejamento energético do país,
constatadas a cada ano nos planos apresentados pela Empresa de Pesquisa Energética.
Esses
planos não contemplam plenamente o potencial energético brasileiro, por exemplo, há ausência de
novas térmicas a gás natural, a partir de 2015, no Plano Decenal de Expansão de Energia 2010/2019.
Um equívoco estratégico se observarmos a imensa perspectiva de produção de gás natural,
decorrente da exploração das reservas do Pré-Sal. Além disso, ressalta-se a total ausência de um
plano para desenvolvimento da energia solar, seja térmica ou fotovoltaica. Os planos apresentados
pela EPE não traçam perspectivas para esta fonte renovável, o que leva-nos a crer que será esquecida
pelo governo nos próximos anos.
Os itens, a seguir, apresentam o panorama atual do aproveitamento de várias fontes de energias,
renováveis ou não, no país, para a geração de energia elétrica e seu contexto no sistema elétrico
brasileiro. Apresentam também, os potenciais para a exploração e o desenvolvimento dos recursos de
forma a ampliar a oferta de energia no país.
13
Sistema Elétrico Brasileiro | Expansão Hidrotérmica
4.1 ENERGIA HIDROELÉTRICA
Como mencionado anteriormente, o Brasil possui um dos maiores potenciais do mundo para o
aproveitamento da energia hídrica para a geração de energia elétrica. De acordo com dados do
Sistema de Informações do Potencial Hidroelétrico Brasileiro da Eletrobras, o potencial hidroelétrico
brasileiro é de 243 GW, sendo apenas 36% ou 88 GW explorados, principalmente nas regiões Sul,
Sudeste e Nordeste, conforme a Figura 1. Do potencial total remanescente de 156 GW, a Região Norte
possui 83 GW ou 53% do total, possibilitando ao país ampliar significativamente sua capacidade
instalada por meio de novas grandes UHEs, como as que estão sendo construídas no Rio Madeira,
UHE Santo Antônio e UHE Jirau e, no Rio Xingu, UHE Belo Monte.
Entretanto, implantou-se, no país, um clima desfavorável ao licenciamento de UHEs, pelo eficiente
trabalho de comunicação realizado por Organizações Não Governamentais (ONGs) ambientalistas,
indigenistas, celebridades internacionais e por determinados movimentos sociais, tais como o
Movimento dos Atingidos por Barragens (MAB). Os protestos têm obtido êxito em mobilizar a imprensa
e a opinião pública em torno de uma causa ambiental específica, contra a construção de UHEs
dotadas de reservatório d’água.
A atual legislação ambiental brasileira tem conduzido à assunção pelas concessionárias de energia
elétrica de parte dos custos ambientais de seus empreendimentos por meio da adoção de programas
ambientais destinados à mitigação, à compensação ou ao monitoramento dos impactos, o que dificulta
ainda mais o aproveitamento da maior parte do potencial remanescente.
Nesse contexto, também compete ao empreendedor realizar uma série de ações socioambientais
decorrentes da construção da usina e que são definidas no Estudo de Impacto Ambiental (EIA). De
acordo com o relatório da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), publicado em 2005, os custos
socioambientais representavam 10% do valor do empreendimento. Levantamento recente feito pelo
Instituto Acende Brasil mostra que os custos socioambientais chegam a 14,2% do valor do
empreendimento, sendo que em uma das usinas esse valor atingiu 29,2%. A incorporação de tais
custos impõe a obrigação ao empreendedor em assumir as externalidades existentes na região onde
esteja inserido o empreendimento, com o consequente repasse à tarifa do leilão.
Em abril de 2011, a Comissão Interamericana de Direitos Humanos (CIDH) da Organização dos
Estados Americanos (OEA) solicitou oficialmente ao governo brasileiro a suspensão imediata da
construção da UHE Belo Monte, no Pará, citando o potencial prejuízo da construção da obra aos
direitos das comunidades. A OEA reivindica que as comunidades indígenas e ribeirinhas sejam
ouvidas uma vez que não foram consultadas de forma apropriada sobre o projeto. A CIDH também
determina ao Brasil que adote medidas vigorosas e abrangentes para proteger a vida e a integridade
pessoal dos povos indígenas isolados na Bacia do Xingu, além de medidas para prevenir a
disseminação de doenças e epidemias entre as comunidades tradicionais afetadas pela obra. Esse
imbróglio exemplifica a dificuldade da viabilização de grandes empreendimentos hidroelétricos no país.
O governo brasileiro entregou um documento à CIDH no final de abril deste ano, com respostas sobre
14
Centro Brasileiro de Infraestrutura
as solicitações para que o projeto da usina hidroelétrica de Belo Monte possa prosseguir.
Evidencia-se a necessidade de comunicação e publicidade sobre a implantação de uma usina
hidroelétrica inventariada, desde o seu planejamento e estudo, para que a população residente nos
entornos da região, o IBAMA e a FUNAI possam participar, de modo a avaliar a viabilidade ambiental
do projeto. Nesse sentido, se os custos socioambientais subjetivos, como a percepção de valores
culturais e crenças por diversos atores sociais, pudessem ser antecipados e estimados, isto poderia
agilizar a construção dos empreendimentos.
Figura 1 – Potencial Hidroelétrico
Fonte: Aneel (2008)
Atualmente existem no Brasil 176 UHEs em operação, conforme apresentado na Figura 2, com uma
capacidade instalada total de 77,4 GW, correspondentes a 67,8% da potência do parque de geração
brasileiro. A construção de grandes UHEs na Região Norte, retomada nos últimos anos, tem como
contrapartida a redução dos impactos ambientais causados pelos empreendimentos, sendo a
diminuição da área alagada pelos reservatórios das usinas uma das medidas mais marcantes.
15
Sistema Elétrico Brasileiro | Expansão Hidrotérmica
Figura 2 – Localização das Usinas Hidroelétricas
Fonte: Aneel (2008)
Anteriormente, as UHEs eram construídas com reservatório de regularização plurianual, ou seja, que
poderiam garantir a produção da usina por até cinco anos, independente de condições hidrológicas
favoráveis ou não, como ocorreu na UHE Tucuruí. Dessa forma, diminui-se a segurança no suprimento
de energia para atender às exigências de menor impacto ambiental, mas, ainda assim, os processos
de licenciamento ambiental têm sido morosos e custosos.
Os entraves à instalação de UHEs com reservatórios plurianuais são políticos; criados,
exclusivamente, pelas exigências socioambientais, o que implica investimentos vultosos e necessidade
de preços maiores nos ACL e ACR para a incorporação desse fator. Contudo, ao contrário do que se
poderia imaginar, não tem havido grandes objeções dos empreendedores do setor para cumprir essas
exigências, desde que tais condições estejam explícitas no momento do leilão.
Nos últimos anos, foram licitadas oito UHEs na região da Amazônia Legal, com potência total de
21.643 MW e que deverão entrar em operação a partir de 2011, conforme mostra a Tabela 1. O futuro
da região amazônica brasileira como grande fornecedora de energia elétrica não deve limitar-se aos
16
Centro Brasileiro de Infraestrutura
projetos leiloados até 2010. A expectativa é a de que nos próximos anos outras 11 UHEs sejam
licitadas na região, acrescentando mais 15.877 MW ao SIN, conforme mostra a Tabela 2.
Tabela 1 - Usinas Hidroelétricas Licitadas na Amazônia Legal
UHE
Estreito
Estado
Rio
MA/TO Tocantins
Capacidade instalada Reservatório
2
(MW)
(Km )
MW/Km
2
Previsão para
Operação
1.087
400
2,7
Santo Antonio
RO
Madeira
3.150
271
12,7
2011
Jirau
RO
Madeira
3.300
258
12,8
2012
11.233
512
21,9
2015
300
172
1,7
2015
Belo Monte
PA
Xingu
Colíder
MT
Teles Pires
AP
Araguari
Ferreira Gomes
Teles Pires
Santo Antonio do Jari
MT/PA Teles Pires
AP
Jari
2011
153
18
8,5
2015
1.820
152
12
2015
300
32
9,4
2015
Nota: O ano de entrada de operação da usina se refere ao funcionamento das
primeiras unidades geradoras, uma vez que a instalação da potência total da usina
ocorre segundo um cronograma pré-estabelecido pelo construtor.
Fonte: EPE (2010)
Tabela 2 - Usinas Hidroelétricas Planejadas na Amazônia Legal
UHE
São Manuel
Foz do Apiacás
Sinop
São Luiz do Tapajós
Marabá
Serra Quebrada
Jatobá
Jardim do Ouro
Cachoeira dos Patos
Jamanxim
Cachoeira do Caí
Estado
Rio
MT
MT
MT
PA
PA
MA/TO
PA
PA
PA
PA
PA
Teles Pires
Apiacás
Teles Pires
Tapajós
Tocantins
Tocantins
Tapajós
Jamanxim
Jamanxim
Jamanxim
Jamanxim
Previsão para
Capacidade Instalada Reservatório
MW/km²
(MW)
(km²)
Operação
746
275
461
6.133
2.160
1.328
2.336
227
528
881
802
71
90
337
722
ND
420
646
ND
116
74
420
10,5
3,1
1,4
8,5
ND
3,2
3,6
ND
4,6
11,9
1,9
2015
2015
2015
2016
2018
2018
2019
2019
2019
2019
2019
Nota: O ano de entrada de operação da usina se refere ao funcionamento das
primeiras unidades geradoras, uma vez que a instalação da potência total da usina
ocorre segundo um cronograma pré-estabelecido pelo construtor.
ND – Não Disponível.
Fonte: EPE (2010)
Apesar das crescentes dificuldades de viabilizarem-se projetos de UHEs pelas exigências de aspectos
ambientais, sociais e econômicos, a geração hidroelétrica ainda se apresenta como a melhor opção
para a expansão da geração no Brasil. O custo médio da energia das UHEs contratadas em leilões de
energia nova foi da ordem de R$ 87/MWh, significativamente menor na comparação com as demais
opções. Se forem considerados somente os grandes empreendimentos, como as UHEs Santo Antônio,
Jirau, Belo Monte e Teles Pires, o custo da energia foi ainda menor, R$ 74/MWh.
Entretanto, esses baixos preços são alvos de grandes críticas de empreendedores que alegam a
insustentabilidade financeira dos empreendimentos. Um exemplo elucidativo foi a saída do Grupo
Bertin na construção da UHE Belo Monte, o que reacendeu o debate acerca da viabilidade econômica
da usina e as críticas sobre a política do governo em eleger empresas “campeãs nacionais”. Os
estímulos governamentais à entrada da iniciativa privada em obras aparentemente problemáticas e
pouco rentáveis, custeadas principalmente, por empréstimos do Banco Nacional de Desenvolvimento
Econômico e Social (BNDES), trazem questionamento sobre a viabilidade econômica e a capacidade
dessas empresas em realizar e gerir esses empreendimentos. Além disso, houve ingerência
governamental no processo de transferência da participação do Grupo Bertin à mineradora Vale.
Outro aspecto a ser considerado é o incremento de custos na construção das próximas UHEs para
17
Sistema Elétrico Brasileiro | Expansão Hidrotérmica
dotar os canteiros de uma infraestrutura mais robusta além da pressão por salários da mão-de-obra
local e deslocada. Esses custos corresponderão a modificações na infraestrutura provisória dos
empreendimentos amazônicos, tendo em vista que a região ainda é esparsamente habitada. As
cidades existentes são pequenas e serão afetadas pela migração de 20 a 40 mil homens, que em
muitos casos terminarão por estabelecerem-se na região, ao fim dos trabalhos.
Aparentemente, seria necessário reproduzir uma postura similar àquela do passado, à época da
construção das hidroelétricas no Sudeste, em que cidades foram construídas para abrigarem o
contingente de trabalhadores, prevendo-se hospitais, mercados, cinemas, escolas e delegacias, ou
seja, criando-se infraestrutura para suprir as demandas desses funcionários. Essas obras de criação
de cidades deveriam ser realizadas paralelamente à construção das UHES, prevendo-se a
manutenção desses municípios depois de finda a construção maior.
PEQUENAS CENTRAIS HIDROELÉTRICAS (PCH)
As PCHs, usinas caracterizadas pela potência inferior a 30 MW1, foram as primeiras fontes alternativas
a conquistarem espaço na matriz elétrica brasileira. Atualmente, existem no Brasil 368 PCHs em
operação, conforme apresentado na Figura 3, com uma capacidade instalada total de 3,5 GW,
correspondentes a 3,1% da potência do parque de geração brasileiro. Segundo dados da Aneel, serão
adicionados 1,5 GW de potência nos próximos quatro anos por meio de 131 PCHs que estão sendo
construídas. Além disso, 93 empreendimentos com capacidade instalada de 1,4 GW obtiveram outorga
na Aneel, mas sua construção permanece indefinida.
1
Em 1998, a Aneel com o objetivo de estimular o desenvolvimento das PCHs no Brasil, estabeleceu por meio da
Resolução nº 394, quais aproveitamentos seriam caracterizados como PCHs. As usinas deveriam ter potência
entre 1 e 30 MW e área inundada do reservatório para a cheia centenária de até 3,0 km². Posteriormente, o limite
da área inundada foi aumentado para até 13,0 km², dependendo de variáveis como a área do reservatório, a
potência instalada e a altura de queda bruta. Essa alteração permitiu que empreendimentos em áreas mais planas
pudessem obter as vantagens concedidas às PCHs, viabilizando os empreendimentos.
18
Centro Brasileiro de Infraestrutura
Figura 3 – Localização das Pequenas Centrais Hidroelétricas
Fonte: Aneel (2005)
As PCHs apresentam-se como uma boa oportunidade para a expansão da oferta de energia elétrica no
país. As PCHs têm como principais benefícios para os empreendedores: o fato de causarem menores
impactos ambientais, necessitando apenas de autorização da Aneel para a implantação; 50% de
redução nas tarifas de uso dos sistemas de transmissão e distribuição; e a isenção de pagamento pelo
uso de recursos hídricos. Para o sistema elétrico, essas usinas podem contribuir bastante por estarem,
na maioria das vezes, próximas a grandes cargas ou poderem facilitar a geração distribuída.
Apesar desses benefícios, o custo médio da energia contratada de PCHs nos leilões de energia nova
foi de 143 R$/MWh, 64% superior ao das grandes hidroelétricas. Os investidores em PCHs têm
alegado dificuldade em diminuir esse preço, reivindicando isenções de impostos, como ICMS e IPI,
semelhantes às que são concedidas à energia eólica.
19
Sistema Elétrico Brasileiro | Expansão Hidrotérmica
4.2 ENERGIA TERMOELÉTRICA
4.2.1 PETRÓLEO E GÁS NATURAL
As reservas brasileiras de petróleo e gás natural aumentaram significativamente desde a década de
1980, quando se iniciou a exploração da Bacia de Campos, no Rio de Janeiro. Como resultado,
verificou-se um aumento das reservas de 2,7 bilhões de barris de petróleo em 1989 para 14,2 bilhões
de barris em 2010, com grande volume de gás associado. De fato, em 2007, a Petrobras anunciou a
descoberta de uma grande jazida de petróleo e gás natural que se estende desde o litoral do estado do
Espírito Santo até o de São Paulo, localizada na Camada Pré-Sal.
Além das reservas de gás associado, em 2010, foi anunciada a descoberta de um grande campo de
gás natural não associado na Bacia terrestre do Parnaíba, no Maranhão, mas o volume dessas
reservas ainda não foi comprovado. A estimativa de volume das reservas provadas de petróleo e gás
natural estão representadas no Gráfico 1.
Gráfico 1 – Reservas Provadas de Petróleo e Gás Natural
16.000
Em milhões de barris
14.000
12.000
10.000
8.000
6.000
4.000
2.000
0
1975
1980
1985
Petróleo
1990
1995
2000
2005
2010
Gás Natural
Nota: As reservas provadas da Camada
contabilizadas nas estatísticas da ANP.
Fonte: ANP (2011)
Pré-Sal ainda
não
foram
De acordo com estimativas iniciais de empresas petrolíferas que possuem reservas do pré-sal e com
as reservas adquiridas pela Petrobras na cessão onerosa do governo federal, as reservas provadas de
petróleo e gás natural no Brasil já somam entre 40 e 44 bilhões de barris, conforme Figura 4.
20
Centro Brasileiro de Infraestrutura
Figura 4 – Reservas de Petróleo e Gás Natural com Pré-sal
5
Estimativas
OGX 4-6
Estimativas
Petrobras +
sócios
14,5-16
40-44
16,9
Reservas Provadas
2010
Potencial
recuperável (Lula,
Cernambi, Iara,
Guará e Parque das
Baleias +
descobertas OGX)
Cessão Onerosa
Total de Recursos
Fonte: ANP, Petrobras e OGX (2011)
Com o início da exploração e da produção da camada pré-sal, estima-se que a produção nacional de
petróleo aumentará 219%, passando de 2,1 milhões de barris por dia (bpd) em 2010 para 6,7 milhões
de bpd em 2019. A produção de gás natural aumentará 279%, de 62 milhões de metros cúbicos por dia
(mcd) em 2010 para 238 milhões de mcd em 2019. A disponibilidade de gás natural doméstico
aumentará 363% de 28 milhões de mcd em 2010 para 129,5 milhões de mcd em 2019, diminuindo a
dependência do gás importado da Bolívia. Em 2011, a média da oferta doméstica entre os meses de
janeiro a abril foi de 31,25 milhões de mcd. A Figura 5 apresenta a localização das áreas de produção
de petróleo e gás natural no Brasil.
Figura 5 – Produção de Petróleo e Gás Natural no Brasil
Fonte: Petrobras
21
Sistema Elétrico Brasileiro | Expansão Hidrotérmica
Como parte da expansão da produção nacional, em março de 2011, a Petrobras iniciou a produção
comercial de gás natural não associado no Campo de Mexilhão, no Pós-Sal da Bacia de Santos,
localizado a 160 km do litoral de São Paulo. O campo terá capacidade para produzir até 15 milhões de
mcd, sendo o campo com a maior produção do país.
Além disso, foram construídos importantes terminais de Gás Natural Liquefeito (GNL), como o do Rio
de Janeiro, com capacidade de 14 milhões de mcd, o do Ceará com 7 milhões de mcd e projeta-se a
construção de mais um terminal na Bahia de 14 milhões de mcd. Essas medidas, seguramente,
aumentarão ainda mais a oferta energética no mercado nacional. Os gasodutos, por sua vez, estão
sendo construídos para ampliar a estrutura de produção e movimentação de gás natural, conforme
mostra a Figura 6.
Figura 6 – Estrutura de Produção e Movimentação de Gás Natural
Fonte: Aneel (2008)
22
Centro Brasileiro de Infraestrutura
O aumento da produção nacional de gás natural propicia um ambiente seguro para o suprimento de
futuras UTEs, principalmente a gás natural, permitindo a maior inserção dessas usinas no SIN.
Atualmente, existem, no Brasil, 97 UTEs a gás natural em operação, com uma capacidade instalada
total de 11,3 GW, correspondentes a 9,3% da potência do parque de geração brasileiro. Além disso,
dezenove empreendimentos com capacidade instalada de 1,8 GW obtiveram outorga na Aneel, mas
sua construção continua sem previsão.
O preço médio da energia das novas UTEs a gás natural realizado nos leilões de novos
empreendimentos foi de 133 R$/MWh, mas poderá diminuir significativamente uma vez que se espera
que o custo com combustível, principal componente do preço, tende a diminuir em consequência da
grande disponibilidade de gás nacional.
Salta aos olhos que, apesar da imensa disponibilidade de gás natural no país, nos próximos anos, o
planejamento do setor elétrico, apresentado no Plano Decenal de Expansão de Energia (PDE
2010/2019), surpreendentemente, não contemplou, nos próximos anos, a inserção de novas UTEs que
utilizam o energético.
Um entrave importante aos investimentos privados é a estratégia de expansão da Petrobras no setor
elétrico, que participa dos leilões para a construção de novas UTEs com condições privilegiadas por
ser uma empresa verticalizada. A energia das UTEs a gás, que contam com participação da estatal,
representa quase 72% do total comercializado por essa tecnologia de geração nos leilões de novas
usinas realizados pelo governo.
Nesses, o poder de mercado da Petrobras influencia sobremaneira os resultados. Em primeiro lugar,
por ser a proprietária do gás, a estatal não necessita apresentar contratos que garantem o
fornecimento do combustível. Em segundo lugar, no caso de restrições no fornecimento de
gás, a empresa pode substituir com rapidez o gás por derivados de petróleo, porque ela produz
e importa quase totalidade desses produtos no país. Por fim, a Petrobras pode criar barreiras à
participação de concorrentes nos leilões ao impor condições de preços elevados nos contratos
de fornecimento aos competidores ou alegar indisponibilidade de gás ou de capacidade de
transporte para justificar sua negativa à celebração de contratos de fornecimento aos
potenciais competidores.
Com relação ao panorama da geração termoelétrica utilizando derivados de petróleo, notadamente
óleo combustível e óleo diesel, atualmente, existem no Brasil 886 centrais geradoras em operação,
com uma capacidade instalada total de 7,1 GW, correspondentes a 5,8% da potência do parque de
geração brasileiro, conforme mostra a Figura 7. Atualmente, existem sete empreendimentos em
construção com potência de 1,1 GW e setenta e um empreendimentos com capacidade instalada de 5
GW obtiveram outorga na Aneel.
23
Sistema Elétrico Brasileiro | Expansão Hidrotérmica
Figura 7 – Localização das Termoelétricas a Derivados de Petróleo
Fonte: Aneel (2008)
Entre 2005 e 2008, houve a contratação de várias usinas térmicas a óleo combustível, sendo o grupo
Bertin um dos principais investidores por meio de seis usinas térmicas com potência total de 1.056 MW
a serem construídas. Entretanto, algumas dessas usinas, que deveriam entrar em operação a partir de
2011, estão atrasadas.
De acordo com as regras atuais do setor elétrico, se uma usina não pode gerar energia elétrica, outros
geradores cobrirão essa lacuna e receberão pela energia produzida. Entretanto, alguns
empreendedores
novos
não
têm
honrado
seus
compromissos
tanto
na
conclusão
dos
empreendimentos quanto na consequente exigência para a apresentação de contratos de reposição de
lastro nessas situações. Esse cenário tem se agravado, pois têm sido verificadas inadimplências
volumosas no setor, penalizando os agentes tradicionais do segmento que continuam garantindo o
abastecimento, mesmo diante do insucesso dos leilões.
24
Centro Brasileiro de Infraestrutura
4.2.2 CARVÃO MINERAL
O Brasil possui reservas de carvão em torno de 30 bilhões de toneladas, sendo que mais de 99%
dessas reservas estão localizadas no Sul do país, notadamente no Estado do Rio Grande do Sul, que
detém mais de 90% das reservas nacionais. Apesar de posicionar-se como o 10º país em reservas no
mundo, essas reservas representam apenas 1% do total das reservas mundiais. Ao contrário do
petróleo e do gás natural, as reservas mundiais encontram-se mais dispersas geograficamente;
nenhum país possui mais do que 30%. Convém ressaltar que essas reservas encontram-se em regiões
com baixo risco de tensão geopolítica.
As reservas brasileiras são compostas, principalmente, de linhito e carvão sub-betuminoso e
encontram-se distribuídas conforme a Tabela 3 apresentada a seguir:
Tabela 3 - Reservas Brasileiras de Carvão
Campos de Carvão
Estado
Mmton
Barro Branc o
SC
1,045
Bonito
SC
1,601
Cambuí
PR
44
Candiota
RS
12,275
Charqueadas
RS
2,993
Irui/Capané
RS
2,688
Leão
RS
2,439
Morungava
RS
3,128
Pré-Bonito
SC
414
Santa Terezinha/Torres
RS
5,068
Sapopema
PR
TOTAL
-
45
31,74
Fonte: DNPM (2008)
Do total de reservas de carvão brasileiras, 6,5 milhões de toneladas seriam hoje lavráveis. Com essa
reserva, seria possível instalar 25 mil MW de geração, operando durante trinta anos. A questão da
emissão de gás carbônico não deve ser vista como um impedimento ao uso da geração a carvão pelo
Brasil, pois o setor energético do país, ao utilizar a hidro e a bioeletricidade, o etanol e o biodiesel,
contribui pouco para o aquecimento global em comparação com outros países, estabelecendo-se, pois,
um equilíbrio entre os recursos. O uso energético do carvão mineral, no entanto, ainda é bastante
restrito, representando apenas 4,7% da matriz energética brasileira. A Figura 8 apresenta a localização
das termoelétricas a carvão mineral no Brasil.
25
Sistema Elétrico Brasileiro | Expansão Hidrotérmica
Figura 8 – Localização das Termoelétricas a Carvão Mineral
Fonte: Aneel (2008)
Atualmente existem no Brasil dez UTEs a carvão em operação, com uma capacidade instalada total de
1,9 GW, correspondentes a 1,6% da potência do parque de geração brasileiro. Segundo dados da
Aneel, serão adicionados 1,4 GW de potência nos próximos anos com o início das atividades de três
UTEs a carvão que estão sendo construídas. Além disso, seis empreendimentos com capacidade
instalada de 3,4 GW obtiveram outorga na Aneel e estão sendo projetados para os próximos anos.
Entre as usinas a carvão que estão sendo construídas e que devem entrar em operação este ano
estão térmicas de Itaqui, no Maranhão, com potência de 360 MW, e Energia Pecém, com potência de
720 MW, no Ceará.
A Tabela 4, apresenta a capacidade instalada adicional das UTEs em operação, bem como a potência
das Usinas previstas para entrar em operação.
26
Centro Brasileiro de Infraestrutura
Tabela 4 - Capacidade Adicional Prevista de Usinas Térmicas a Carvão
Situação
Em operação
UTE
100 MW (2 x 50 MW)
1965
Jorge Larc erda II
132 MW (2 x 66 MW)
1973
Jorge Larc erda III
261 MW (2 x 130,5 MW)
1980
Jorge Larc erda IV
363 MW (1 x 363 MW)
1997
Figueira
20 MW (2 x 10 MW)
1969
Charqueadas
72 MW (4 x 18 MW)
1964
São Jerônimo
20 MW (2 x 10 MW)
1954
Pres. Médici A
126 (2 x 63 MW)
1974
Pres. Médici B
320 MW (2 x 160 MW)
1987
Pres. Médici C
320 MW (2 x 160 MW)
2010/2011
Energia Pec em
720 MW (2 x 360 MW)
2012
Em c onstruç ão MPX Pecem II
360 MW (1 x 360 MW)
2013
Energia Pec em
360 MW (1 x 360 MW)
726 MW (2 x 363 MW)
2012
2015
MPX Pecem II
600 MW (2 x 600 MW)
2015
MPX Itaqui
2.100 MW (4 x 525 MW)
2015
MPX Itaqui
Licenciadas
Capacidade Instalada (MW) Previsão para Operação
Jorge Larc erda I
Fonte: Aneel/ MPX
Nos últimos anos, não foram construídas novas plantas de geração de energia com a utilização de
carvão mineral. No entanto, a evolução de novas tecnologias limpas de carvão (clean coal
technologies) pode representar um retorno de investimentos à área. O desenvolvimento de tecnologias
de remoção de impurezas e de combustão eficiente já proporciona maiores índices de aproveitamento
desse recurso para a geração de energia elétrica. A tecnologia de térmicas a carvão vem evoluindo
para reduzir, substancialmente, a emissão de diversos contaminantes, tais como: enxofre, nitrogênio,
materiais particulados.
Um dos principais questionamentos que ainda persiste é o relativo à emissão de CO2, materiais
particulados e cinzas volantes e gases de efeito estufa. No entanto, nos últimos anos com a grande
evolução dessas tecnologias limpas de carvão, criam-se oportunidades de aumentar a eficiência
dessas, reduzindo-se a emissão de poluentes. As tecnologias de pré-combustão (IGCC) e de póscombustão utilizam ciclo vapor supercrítico e ultra supercrítico, aumentando significativamente a
eficiência das usinas e podendo reduzir as emissões de CO2. Além dessas, existe a tecnologia oxyfuel. A queima do carvão com diferentes tipo de biomassa (co-firing) é um processo adicional que pode
ser utilizado para reduzir o consumo de carvão, minimizando o balanço de emissão de CO2.
Essas tecnologias podem assumir papel preponderante contra a emissão de CO2 no meio ambiente,
associando-se essas propostas às usinas térmicas, em funcionamento. Atualmente, em função da
penalidade energética e perda de eficiência, contudo, as tecnologias de CCS ainda vêm sendo
empregadas em poucas instalações.
Associado ao processo de absorção de CO2, várias técnicas vêm sendo utilizadas para o
aproveitamento de resíduos, como cinzas e outros da queima de carvão, na fabricação de produtos
para construção, pavimentação e outros inúmeros produtos.
27
Sistema Elétrico Brasileiro | Expansão Hidrotérmica
4.2.3 NUCLEAR
Outro grande potencial brasileiro está nas reservas de urânio, minério utilizado como combustível nas
usinas termonucleares. De acordo com as Indústrias Nucleares do Brasil (INB), o país ocupa a sexta
posição no ranking mundial de reservas de urânio com aproximadamente 309 mil toneladas. Essas
grandes reservas são capazes de garantir o suprimento do combustível nuclear às usinas brasileiras,
que poderão expandir-se nos próximos anos, segundo planos do governo federal.
Apesar de a produção do combustível nuclear utilizado nas usinas termonucleares brasileiras não
ocorrer integralmente no território nacional, o Brasil possui o domínio tecnológico do processo o que
garante a autossuficiência no setor, caso o país necessite realizar todas as etapas para a produção do
combustível.
Em 31 de maio de 2010, a Comissão Nacional de Energia Nuclear (CNEN) concedeu à Eletrobras
Eletronuclear a licença de construção para a Usina Termonuclear (UTN) Angra III, caracterizando a
retomada do programa brasileiro de energia nuclear para a geração de energia elétrica. A licença
permitiu à estatal brasileira iniciar às obras de concretagem da laje e da fundação do edifício que
envolve o reator nuclear. A UTN Angra III será uma usina com tecnologia alemã de segunda geração,
defasada em relação às UTNs mais modernas.
De acordo com a Eletrobras, a UTN Angra III demandará investimentos de R$ 9 bilhões e terá potência
de 1.405 MW, o que a permitirá gerar 10,9 TWh por ano, o equivalente ao consumo residencial do
estado do Rio de Janeiro, em 2008. A Eletrobras Eletronuclear estima que a UTN Angra III inicie
operação comercial em dezembro de 2015, quando, junto com as UTNs Angra I e II, elevará a potência
total da Central Nuclear Almirante Álvaro Alberto, localizada no município de Angra dos Reis (RJ), para
3.412 MW. A EPE estima que a nova usina nuclear vai permitir ao Brasil manter em 2015 a atual
participação de 2% da energia nuclear em seu parque gerador.
De acordo com o Plano Nacional de Energia 2030, elaborado em 2007 pela empresa, poderão ainda
ser construídas no país outras quatro usinas termonucleares até aquele ano. Esses empreendimentos,
provavelmente, estarão localizados na Região Nordeste, onde a Eletrobras Eletronuclear estuda
possíveis sítios para as novas usinas. A Figura 9 apresenta a localização das centrais nucleares no
país.
28
Centro Brasileiro de Infraestrutura
Figura 9 – Usinas Termonucleares
Fonte: Aneel (2008)
Figura 10 – Localização Possível da Usina Termonuclear no Nordeste
Fonte: MME (2007)
Entretanto, em junho de 2011, o governo federal afirmou que a construção de quatro novas usinas
nucleares, além da implantação de Angra 3, é apenas uma previsão, pois o programa de energia
nuclear brasileiro está sendo reavaliado pelo MME e pelo CNPE. A revisão do plano deve-se ao
acidente ocorrido no início do ano na usina nuclear de Fukushima, no Japão.
29
Sistema Elétrico Brasileiro | Expansão Hidrotérmica
4.2.4 BIOMASSA
A bioeletricidade vinculada à produção de etanol e açúcar tem condições excepcionais para
representar papel estratégico na expansão do sistema elétrico nacional. Esse panorama demonstra
complementariedade à hidroeletricidade, permitindo, pois, uma distribuição próxima aos centros de
consumo e importantes benefícios ambientais, sociais e econômicos.
A bioeletricidade produzida com bagaço, por exemplo, apresenta complementariedade em relação ao
parque hídrico, gerando energia exatamente nos meses mais secos do ano no Sudeste. Estima-se
que, em 2020, o potencial de produção da bioeletricidade será da ordem de 15.000 MWmédios ao ano,
ou cerca de 15% da demanda do país. A expansão da demanda por açúcar e etanol vem aumentando
as possibilidades de uso do bagaço, principal biomassa residual do processamento industrial da canade-açúcar, como fonte energética. Em 2009, apenas 8,5% (12,6 milhões de toneladas) da produção
total de bagaço de cana-de-açúcar (148 milhões de toneladas) foi destinada à produção de energia
elétrica, conforme Gráfico 2.
Gráfico 2 – Produção de Bagaço de Cana-de-açúcar
160
Em milhões de toneladas
140
120
100
80
60
40
20
0
1975
1980
1985
1990
1995
Produção destinada à Geração Elétrica
2000
2005
Produção Total
2009
Fonte: ANP (2011)
Atualmente, existem no Brasil 402 UTEs a biomassa em operação, com uma capacidade instalada
total de 8 GW, correspondentes a 6,6% da potência do parque de geração brasileiro, conforme mostra
a Figura 11. Segundo dados da Aneel, serão adicionados 2,8 GW de potência nos próximos quatro
anos por meio de 56 UTEs a biomassa que estão sendo construídas. Além disso, 31 empreendimentos
com capacidade instalada de 1 GW obtiveram outorga na Aneel, mas sua construção não foi definida.
30
Centro Brasileiro de Infraestrutura
Figura 11 – Termoelétricas a Biomassa
Fonte: Aneel (2008)
Além da grande vantagem ambiental verificada no balanço de emissões de gases, as usinas a
biomassa apresentam um custo de geração médio de 93 R$/MWh, bastante inferior ao das
termoelétricas convencionais, da ordem de 135 R$/MWh, o que justificaria ainda mais sua inserção no
SIN.
4.3 ENERGIA EÓLICA
Segundo o Atlas do Potencial Eólico Brasileiro, publicado em 2001, pelo Centro de Referência para
Energia Solar e Eólica Sérgio de Salvo Brito (CRESESB), da Eletrobras/Cepel, o potencial de geração
eólica brasileiro é de aproximadamente 143 GW a 50 metros de altura (vide Figura 12), podendo
atingir, portanto, uma geração anual de 272 TWh ou cerca de 58% da produção de energia elétrica no
Brasil. Convém ressaltar que a produção total brasileira, em 2009, foi de 466 TWh, o que, em números,
demonstra a relevância de pesquisa na área eólica.
O maior potencial ocorre no litoral da Região Nordeste, com destaque para o estado do Ceará. Em
seguida, estão os potenciais das Regiões Sudeste e Sul. O potencial do Nordeste é de 144,29
31
Sistema Elétrico Brasileiro | Expansão Hidrotérmica
TWh/ano, do Sudeste é de 54,93 TWh/ano e do Sul é de 41,11 TWh/ano (Eletrobras/Cepel, 2001).
Esses dados ratificam a prospecção de que a energia eólica pode vir a tornar-se uma alternativa
importante para diversificar a geração de energia elétrica no país.
Figura 12 – Potencial Eólico-Elétrico
Fonte: Aneel (2008)
Esse potencial pode não ser exato, uma vez que a tecnologia de geração eólica sofreu grande
evolução desde a publicação de 2001. Com as mais recentes formas de captação de vento a até 100
metros do solo, os cálculo iniciais devem ser revistos. A estimativa no Atlas baseava-se em captação a
50 metros, e o novo contexto permitiria maior aproveitamento eólico em nossas regiões.
Em 2005, a capacidade instalada de geração eólica nacional era de apenas 24,5 MW, proveniente
principalmente de projetos pilotos de empresas estatais, como a Companhia Energética de Minas
Gerais (CEMIG) e a Petrobras. A partir de 2006, as usinas eólicas contratadas pelo Programa de
Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA), instituído em 2003, começaram a
entrar em operação e, desde então, adicionaram 904,4MW ao parque gerador brasileiro conforme
apresentado na Tabela 5.
32
Centro Brasileiro de Infraestrutura
Tabela 5 - Evolução da Potência Instalada das Usinas Eólicas
Ano
Potência Instalada (MW)
Até 2005
24,5
2006
208,3
2007
10,2
2008
91,3
2009
266,9
2010
325,6
2011
Total
Nota: Até abril de 2011.
Fonte: Aneel (2011)
2,1
928,9
Atualmente, existem, no Brasil, 51 usinas eólicas em operação, com uma capacidade instalada total de
928,9 MW, correspondentes a 0,8% da potência do parque de geração brasileiro. Segundo dados da
Aneel, serão adicionados, em 2011, 879,6 MW de potência nos próximos anos pelo investimento em
31 centrais eólicas, que estão sendo construídas. Após 2011, estão previstos 3 GW que serão
instalados em 88 empreendimentos. Destaca-se, ainda, a complementaridade da geração eólica às
Usinas Hidroelétricas no período de seca, pois há ventos mais fortes e constantes quando os
reservatórios estão com níveis mais baixos.
A expansão das usinas eólicas deve permanecer nos próximos anos, uma vez que o preço médio de
venda dessa fonte de energia no país tem diminuído: nos últimos anos, de 148 R$/MWh, nos
empreendimentos contratados nos leilões de energia, em 2009, para 99,58 R$/MWh no Leilão de
energia A-3, de 2011. Os empreendimentos que foram contratados apresentavam fatores de
capacidade entre 40% e 50%, considerados altos para a geração eólica, o que contribuiu para o
deságio no preço da tarifa do leilão. Por outro lado, projetos que apresentem fator de capacidade de
até 30%, mais próximos da realidade dos geradores eólicos, dificilmente conseguirão vender energia
aos preços negociados no mercado atual.
Apesar do baixo preço da energia eólica no último leilão de energia, há que ponderarem-se os riscos
de operação dessa fonte, sendo considerada sazonal e intermitente. Em adicional, existem riscos na
geração de energia por essa fonte que não são considerados, como a harmônica na rede e a
estimativa da velocidade média de vento, que leva a valores superestimados, já que as medições não
são realizadas em horários de menor intensidade do vento, como, por exemplo, de madrugada.
Os fatores apresentados criam uma falta de regularidade na produção de energia por essa fonte,
podendo levar ao desabastecimento, com riscos de apagões. No passado, situação semelhante
ocorreu com as PCHs. Na ocasião, contou-se com a fonte para suprir a demanda de energia, fato que
levou a frustrações no momento da produção. Para a mitigação da incerteza de produção da energia, a
EPE propôs um modelo de contratação que considera a produção média, ao longo dos anos, e admite
uma margem de variação.
Com isso, é necessário um ajuste periódico da energia contratada em função da produção efetiva
verificada desde o início do contrato. Isso eliminaria a necessidade de avaliação prévia de uma
33
Sistema Elétrico Brasileiro | Expansão Hidrotérmica
garantia física definitiva e, assim, seria minimizado o risco de superestimar ou subestimar a produção
energética que resultasse em prejuízo para os produtores ou para os consumidores. O prazo de
suprimento dos contratos de novos empreendimentos eólicos foi estipulado em vinte anos pela EPE.
No tocante à questão ambiental, nem mesmo as usinas eólicas, consideradas uma das fontes
energéticas mais limpas do mundo, estão sendo livres de questionamentos pela rigorosa legislação
brasileira. Por exemplo, o ministério público tem alegado que a construção de um parque eólico no
Ceará representa iminente destruição de um grande sítio arqueológico situado nas dunas.
Apesar de toda a propaganda governamental sobre os novos investimentos em geração eólica no país,
a expansão começa a apresentar problemas e a conexão de empreendimentos ao sistema preocupa o
governo. Cerca de um terço dos empreendimentos eólicos com outorga de concessão está com o
cronograma oficialmente atrasado, segundo relatório de fiscalização da Aneel. São ao todo 1.676 MW
atrasados, sendo 680 MW de parques que tiveram a energia vendida no primeiro leilão das eólicas,
realizado em 2009, e que começam a ser pagos pelo consumidor no próximo ano.
Além disso, os empreendimentos que ainda não iniciaram obras e que devem entrar em operação
brevemente somam 3.155 MW. Desse total, mais da metade tem compromisso, em função da outorga
de concessão, de entrar em operação em 2011 e 277 MW tinham de ter iniciado suas funções em
2010.
Outro problema é o atraso de o governo realizar leilões de linhas de transmissão que irão integrar o
SIN ao conjunto de Instalações de Transmissão de Interesse exclusivo de Centrais de Geração (ICG)
que comercializaram energia nos leilões de energia de reserva e de fontes alternativas. Essa demora
na concessão das licenças ambientais atrasa o cronograma da construção das linhas de transmissão,
prejudicando o andamento dos projetos. As ICG são necessárias para o escoamento da energia eólica
comercializada nos leilões de fontes alternativas e de energia de reserva, que resultaram na
contratação de 1.206MW de potência instalada na Bahia, no Ceará e no Rio Grande do Norte. Outro
aspecto que permanece incerto é a questão da cobrança de royalties pela geração eólica.
4.4 ENERGIA SOLAR: TÉRMICA E FOTOVOLTAICA
Por ter grande parte de seu território situada na zona intertropical, o Brasil possui posição privilegiada
em termos de insolação. A Figura 13 apresenta o índice médio anual de radiação solar no país,
segundo o Atlas Solarimétrico do Brasil elaborado em 1998 pelo Instituto Nacional de Meteorologia
(INMET) e o Laboratório de Energia Solar (LABSOLAR) da Universidade Federal de Santa Catarina
(UFSC). Como pode ser constatado, os maiores índices de radiação do Brasil encontram-se na região
Nordeste, com destaque para o Vale do São Francisco. Mesmo regiões com menores índices de
radiação apresentam grande potencial de aproveitamento energético.
34
Centro Brasileiro de Infraestrutura
Figura 13 – Índice Médio da Radiação Solar Diária no Brasil
Fonte: INMET e LABSOLAR (1998)
Segundo o Atlas Brasileiro de Energia Solar, elaborado em 2006 pelo Instituto Nacional de Pesquisas
Espaciais (INPE), a média diária de radiação solar que incide sobre o território brasileiro ao longo de
um ano é de 5,5 quilowatts-hora por metro quadrado (kWh/m2), sendo que, em regiões como o oeste
da Bahia, a média é superior a 6 kWh/m2, índices equivalentes aos do Deserto do Saara.
Apesar desse elevado potencial, a energia solar, seja por meio da geração de energia com painéis
fotovoltaicos ou pelos coletores em sistemas termo solares, é pouco desenvolvida e não está
contemplada no planejamento energético do país realizado pela EPE para os próximos anos. Por
exemplo, o Plano Decenal de Energia 2010/2019 e o Plano Nacional de Energia 2030, ambos
elaborados pela EPE, não levam em consideração qualquer contribuição da energia solar. As
iniciativas do governo para incentivar a energia solar não são orientadas por uma política de longo
prazo, limitando-se a algumas iniciativas pontuais, como a instalação de aquecimento solar de água
em habitações no país.
35
Sistema Elétrico Brasileiro | Expansão Hidrotérmica
A primeira usina solar do país utilizará painéis fotovoltaicos, cuja eficiência de conversão em energia
se situa entre 12 e 16%. A planta começou a ser construída em setembro de 2010 no Ceará pela
empresa MPX, com investimentos de R$ 10 milhões. A Aneel concedeu a outorga para a construção
da usina que inicialmente terá potência de 1 MW, mas poderá alcançar 5 MW.
5. QUESTÕES ATUAIS DO SETOR ELÉTRICO
5.1 EXPANSÃO DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO
Desde 2003, o governo federal realizou licitações para a construção de mais 29,5 mil km de linhas de
transmissão, conforme apresentado na Tabela 6. Esses empreendimentos, fundamentais para a
segurança energética do país, têm tido grandes dificuldades para obter licenciamento ambiental,
resultando no atraso da construção das linhas de transmissão.
Tabela 6 - Licitações de Linhas de Transmissão
Ano
Extensão (km)
2003
1.771
2004
3.772
2005
3.056
2006
3.275
2007
1.930
2008
10.507
2009
3.382
2010
1.814
Total
29.507
Fonte: Aneel (2011)
A situação tende a ficar mais preocupante na medida em que os licenciamentos de linhões de milhares
de quilômetros de usinas na Amazônia, como os da UHEs Jirau e Santo Antônio, não se concretizam.
Esse atraso pode penalizar o consumidor, tendo em vista que as UTEs, que geram energia mais cara,
poderão vir a ser acionadas conjuntamente para garantir o suprimento de energia. Se os prazos para a
concessão dos licenciamentos se estenderem ainda mais, um racionamento poderá estar a caminho.
Além disso, a Região Norte passa por um processo de interligação ao SIN, conforme pode ser
verificado na Figura 14. Em 2009, os sistemas elétricos do Acre e de Rondônia foram integrados e, de
acordo com o PDE 2019, em 2012, entrará em operação a linha de transmissão Tucuruí-ManausMacapá, fazendo com que Amazonas e Amapá deixem de apresentar sistemas elétricos isolados. A
interligação é importante, pois permitirá o desligamento de UTEs que operam na região. Essas usinas
apresentam custo de geração maior, onerando o consumidor desses estados e todos os consumidores
que integram o SIN, porque esses últimos subsidiam a geração nos sistemas isolados por meio da
Conta de Consumo de Combustíveis (CCC), um dos encargos embutidos na tarifa de energia elétrica.
36
Centro Brasileiro de Infraestrutura
Na próxima década, serão construídos aproximadamente 42,5 mil quilômetros de linhas de
transmissão, sendo que a EPE estima investimentos de R$ 46,4 bilhões até 2020. Apesar disso, os
projetos de transmissão tornaram-se o grande gargalo do setor elétrico e ameaçam o futuro do
abastecimento de energia no país.
Figura 14 – Linhas de Transmissão do Brasil Existentes e Planejadas até 2012
Fonte: ONS, 2010
Com a maior interligação entre as regiões, proporcionada pela expansão das linhas de transmissão, as
restrições para envio de energia no SIN tendem a diminuir, aumentando a segurança energética e
uniformizando o custo da energia no grid. Essa alteração nas características do sistema tende a
diminuir a diferença entre os preços da energia no país, beneficiando os agentes do setor localizados
em diferentes sub-mercados regionais, que realizam contratos de compra e venda de energia.
Entretanto, como afirmado anteriormente neste relatório, as grandes linhas de transmissão que estão
sendo construídas no país também estão enfrentando sérios problemas no licenciamento ambiental, o
que tem ocasionado o atraso na conclusão dos empreendimentos. Esse problema é especialmente
marcante no caso das UHEs do rio Madeira, de Jirau e de Santo Antônio, cujas licenças de instalação
das linhas de transmissão só foram concedidas em junho de 2011 pelo órgão ambiental, resultando em
atraso considerável de conclusão do projeto. A Usina hidroelétrica de Dardanelos é outro exemplo da
falta de coordenação dos projetos: essa usina poderia ter iniciado a oferta de energia em junho de
2010, não sendo possível devido ao atraso na conclusão da linha de transmissão que a conectaria ao
SIN, sendo finalizada somente em 2011.
37
Sistema Elétrico Brasileiro | Expansão Hidrotérmica
5.2 INTEGRAÇÃO ENERGÉTICA COM A AMÉRICA DO SUL
De acordo com o ONS, atualmente, o Brasil possui interconexão elétrica com Argentina, Uruguai,
Venezuela e Paraguai. Segundo dados do Balanço Energético Nacional de 2010, ano base 2009, o
Brasil importou 41 TWh, correspondentes a 8% da oferta interna de energia elétrica no país de cerca
de 507,1 TWh.

Argentina
A capacidade total de interconexão entre Brasil e Argentina é de aproximadamente 2.250 MW. Isso
ocorre por meio de duas linhas de transmissão capazes de transportar 2.200 MW. Essas linhas estão
entre a cidade brasileira de Garabi e a cidade argentina de Rincón de Santa María. Outra linha capaz
de transportar 50 MW está localizada entre a cidade brasileira de Uruguaiana à cidade argentina Paso
de Los Libres.
No passado, o Brasil importou gás natural argentino por um gasoduto com capacidade para transportar
2,5 milhões de metros cúbicos por dia, localizado também entre as cidades de Uruguaiana e Paso de
los Libres.

Uruguai
Em março de 2010, a Eletrobras assinou acordo com a empresa Administración Nacional de Usinas y
Transmissiones Eléctricas (UTE), estatal uruguaia, para ampliação da interligação elétrica entre Brasil
e Uruguai de 70 MW para 300 MW. Serão construídas pela subsidiária da estatal, Eletrobras/Eletrosul,
duas subestações e duas linhas de transmissão localizadas nas cidades de Rivera, no Uruguai, e
Livramento, no Brasil, somando investimentos de US$ 330 milhões, dos quais US$ 210 milhões serão
financiados com capital brasileiro.

Venezuela
Com a Venezuela, o Brasil possui interligação elétrica de 200 MW, por meio de uma linha de
transmissão entre Boa Vista, capital de Roraima, à Santa Elena, na Venezuela. Esta linha permite ao
Brasil importar a energia de origem hidroelétrica gerada na UHE Guri na Venezuela evitando o
acionamento de UTEs a óleo diesel em Roraima.

Bolívia
O Brasil possui, também, importante interconexão energética com a Bolívia. Desde 1999, o Brasil
importa gás natural do país andino pelo Gasoduto Brasil-Bolívia (Gasbol), que possui extensão total de
3.150 km e capacidade para transportar até 30 milhões de metros cúbicos por dia.

Paraguai
A principal interconexão elétrica do Brasil é com o Paraguai, por meio do sistema de transmissão que
importa a energia gerada na parte paraguaia da usina hidroelétrica de Itaipu. A usina, localizada no rio
Paraná, possui vinte turbinas cada uma com potência de 700 MW, totalizando capacidade instalada de
38
Centro Brasileiro de Infraestrutura
14.000 MW. Cada país é proprietário de 7.000 MW no empreendimento, mas, como o Paraguai
consome apenas o equivalente à geração de uma turbina, a energia excedente é exportada para o
Brasil. A Figura 15 apresenta as principais interconexões energéticas entre o Brasil e países vizinhos.
Figura 15 – Integração Energética com a América do Sul
Fonte: MME
Entretanto, a integração energética com países da América do Sul exige parcimônia. Embora no
sentido técnico, a interconexão elétrica da região faça sentido, do ponto de vista geopolítico pode
acarretar riscos ao setor elétrico brasileiro, caso os contratos não sejam respeitados. Recentemente,
foram, no mínimo, seis os contratempos que o sistema energético brasileiro teve com os vizinhos.
Apesar das dificuldades enfrentadas até o momento, decorrentes de uma integração energética, o
modo como usinas serão operadas e as condições presentes no contrato (no qual a experiência com o
caso de Itaipu deve ajudar) são questões importantes e que poderiam ser discutidas. A sugestão da
PSR, por exemplo, é que sejam investigadas opções de operação compartilhada das usinas, nas quais
cada agente (COES e ONS) operaria a sua parte da usina. Exemplos desse uso são encontrados na
Usina Salto Grande (Argentina e Uruguai) e Bonneville Power Administration (EUA).
Em 2006, ocorreu a nacionalização, por parte do governo boliviano, de refinarias e campos de gás
natural operados pela Petrobras, na Bolívia. No ano seguinte, houve a interrupção do fornecimento de
2.000 MW importados da Argentina e alteração das formas de cobrança do gás da Bolívia. Em 2007, a
interrupção do fornecimento de gás natural pela Bolívia desativou a Usina Termoelétrica Mário Covas,
em Cuiabá. Em 2008, a usina termoelétrica de Uruguaiana, no Rio Grande do Sul, teve de suspender
39
Sistema Elétrico Brasileiro | Expansão Hidrotérmica
suas operações por prazo indeterminado, após a suspensão no fornecimento de gás natural argentino
destinado à usina.
O racionamento de energia elétrica, na Venezuela, verificado no primeiro semestre de 2010 ocasionou
a suspensão do envio de energia elétrica ao Brasil, o que exigiu o acionamento de UTEs para atender
ao fornecimento em Roraima. Atualmente, estão sendo renegociados os contratos da usina de Itaipu,
devido às reivindicações do governo paraguaio. Todos esses eventos tiveram consequências
negativas no sistema elétrico do Brasil.
5.3 ALTERAÇÕES NA OPERAÇÃO
Desde 1995, constata-se o crescimento da participação relativa de usinas térmicas e eólicas em
detrimento da participação relativa das UHEs no setor elétrico brasileiro, que vem declinando desde
1995, conforme pode ser verificado do Gráfico 3 ao Gráfico 6.
Gráfico 3 – Evolução da Capacidade Instalada
Capacidade Instalada (GW)
120
1
100
0,03
2
2
28
20
80
2
11
60
40
6
1
7
1
6
20
5
16
28
46
37
7
1
51
61
71
81
0
1975
1980
HIDRO
1985
Fonte: Aneel e EPE (2011)
40
1990
TERMO
1995
NUCLEAR
2000
EÓLICA
2005
2010
Centro Brasileiro de Infraestrutura
1%
3%
80%
0,8%
0,03%
2%
2%
25%
1%
22%
13%
14%
17%
22%
90%
1%
14%
100%
12%
Gráfico 4 – Participação das Fontes de Energia na Capacidade Instalada
70%
72%
1985
76%
1980
83%
84%
86%
83%
40%
78%
50%
87%
60%
2005
2010
30%
20%
10%
0%
1975
HIDRO
1990
TERMO
1995
NUCLEAR
2000
EÓLICA
Fonte: Aneel e EPE (2011)
A EPE estima investimentos de R$ 189,9 bilhões para a expansão do parque de geração do país até
2020, com um acréscimo na capacidade instalada de 61 GW. De acordo com a EPE, as UHEs terão
participação de 74% da capacidade instalada em 2019, seguida pelas usinas térmicas convencionais,
usinas eólicas e centrais nucleares com 20%, 4% e 2%, respectivamente. Nesse contexto, e, caso as
regras de operação do sistema e de comercialização de energia se mantenham, as principais
consequências serão, a saber:

As termoelétricas, gradativamente, serão despachadas com maior regularidade, especialmente
aquelas de menor custo de combustíveis, como as usinas a gás natural;

Os preços de energia para o consumidor do mercado regulado, gradativamente, se tornarão
mais elevados, na medida em que aumente o despacho das UTEs, resultando em
oportunidades para as negociações no mercado livre, tanto para as usinas convencionais
como incentivadas;

O valor do Preço de Liquidação de Diferenças (PLD) se tornará mais volátil, na medida em que
refletir as contínuas entradas e saídas das UTEs no despacho para atendimento às
necessidades de mercado.
41
Sistema Elétrico Brasileiro | Expansão Hidrotérmica
Gráfico 5 – Evolução da Geração de Energia Elétrica
500
1,4
13
Geração (TWh)
450
61
400
12
350
38
300
250
200
50
391
11
150
100
17
2
15
2
4
293
10
6
321
243
205
167
55
117
66
0
1974
1979
1984
Hidro
1989
Termo
1994
Nuclear
1999
2004
2009
Eólica
Fonte: Aneel e EPE (2011)
0,3%
3%
13%
3%
14%
1%
11%
1%
7%
6%
8%
90%
1%
8%
100%
7%
Gráfico 6 – Participação das Fontes de Energia na Geração de Energia Elétrica
80%
70%
83%
84%
2004
2009
88%
93%
92%
93%
92%
1979
40%
92%
50%
1974
60%
30%
20%
10%
HIDRO
TERMO
NUCLEAR
1999
1994
1989
1984
0%
EÓLICA
Fonte: Aneel e EPE (2011)
Com relação ao consumo de energia no grid, foi verificado um crescimento médio de 4,6% entre 2002
e 2010, com o crescente consumo de energia entre os consumidores livres (Ambiente de Contratação
Regulada), que correspondem por 26% do consumo na rede, conforme Gráfico 7.
42
Centro Brasileiro de Infraestrutura
Gráfico 7 – Consumo de Energia Elétrica no SIN
450
419
26%
24%
26%
378
25%
358
25%
21%
331
12%
307
1%
300
293
4%
350
346
388
250
88%
79%
75%
75%
74%
76%
74%
150
96%
200
99%
Consumo no SIN (TWh)
400
393
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
100
50
0
ACR
ACL
Nota: ACR – Ambiente de Contratação Regulada; ACL – Ambiente de
Contratação Livre
Fonte: EPE (2011)
Outro aspecto importante que merece destaque é a relação entre a energia armazenável máxima e a
carga de energia no SIN, conforme pode ser verificado na Figura 16. A perda gradual da capacidade
de regularização plurianual do sistema hidroelétrico decorre da pressão ambientalista contra a
construção de UHEs com reservatórios. A elevação da capacidade de armazenamento (11%) será
bem inferior ao aumento da capacidade instalada (61%) das novas usinas.
A grande maioria das usinas viabilizadas recentemente deve operar a “fio d’água”, ou seja, toda vazão
afluente deve ser turbinada ou vertida, não havendo condições de armazená-la. Esse cenário gera
consequências diversas, dentre as quais estão a impossibilidade de controle de cheias, a maior
exigência das atuais usinas do sistema com capacidade de regularização, gerando grandes alterações
de nível dos reservatórios ao longo de curtos ciclos hidrológicos e maior despacho térmico para
atender às exigências de carga, que não poderão ser atendidas pelo armazenamento hidráulico.
Figura 16 - Evolução da Energia Armazenável Máxima em relação à Carga de Energia
Fonte: EPE (2011)
43
Sistema Elétrico Brasileiro | Expansão Hidrotérmica
Essa perda terá de ser compensada pela construção de UTEs que firmarão a energia no SIN, mas
resultarão no aumento das emissões de gases de efeito estufa.
A dependência de UTEs para assegurar o abastecimento nacional foi enormemente evidenciada em
2008, quando houve atraso no início da estação chuvosa de 2007/2008. Nessa ocasião, o Conselho
Nacional de Política Energética (CNPE) autorizou o ONS a extraordinariamente, com vistas à garantia
do suprimento energético, despachar recursos energéticos fora da ordem do mérito econômico ou
mudar o sentido do intercâmbio entre submercados, seguindo decisão do Comitê de Monitoramento do
Setor Elétrico (CMSE).
Diante da possibilidade de faltar água nos reservatórios das UHEs, a exemplo do que havia acontecido
em 2001, o CNPE decidiu dar permissão ao CMSE, órgão do MME, para realizar o despacho fora da
ordem de mérito. Evidentemente, essa providência teve um custo dado pela diferença entre o Custo
Variável Unitário (CVU) e o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), que foi rateado
proporcionalmente entre todos os agentes com medição de consumo do SIN e cobrado mediante
Encargo de Serviços do Sistema.
Os custos adicionais de geração térmica para segurança do abastecimento foram repassados às
tarifas pagas pelo consumidor final. Dessa forma, 42 usinas térmicas foram acionadas, gerando 12,23
TWh a um custo total de R$ 2,14 bilhões, durante o ano de 2008. O preço da geração fora da ordem
de mérito ficou, em média, em R$159,90/MWh.
O custo indireto da geração hidroelétrica cresce rapidamente com o aumento da exigência por maiores
níveis de confiabilidade, que demandarão maior potência térmica disponível para complementar a fonte
hídrica durante os períodos de seca. Além disso, o custo de geração térmica se eleva muito quando há
despacho contínuo para geração na base do sistema, e não de forma complementar as fontes
hidráulicas.
5.4 PREÇO DA ENERGIA
Desde 2004, o governo federal vem realizando leilões de energia elétrica, existente ou nova, no âmbito
do novo modelo do setor elétrico com relativo sucesso nos certames. O Gráfico 8 e o Gráfico 9
apresentam os montantes de energia e os preços realizados nos leilões de energia existente,
respectivamente.
44
Centro Brasileiro de Infraestrutura
Gráfico 8 – Montantes de Energia Comercializada nos Leilões de Energia Existente
10.000
9.054
6.782
6.000
4.000
1.172 1.325
97
1
9º 2010 (2011+D3)
1
9º 2010 (2011+Q3)
83
8º 2009 (2010+D5)
204
4º 2005 (2009+Q8)
2º 2005 (2008+Q8)
1º 2004 (2007+Q8)
1º 2004 (2006+Q8)
1º 2004 (2005+Q8)
0
8º 2009 (2010+Q5)
1.166
102
5º 2006 (2007+Q8)
2.000
3º 2005 (2006+Q3)
MWmédios
8.000
Energia Comercializada
Nota: A legenda do Eixo das ordenadas representa o ano do leilão (e.g., 2004), o ano
de início da entrega contrato (e.g., 8 anos). Os leilões nº 6 e 7 foram cancelados pelo
governo federal.
Fonte: CCEE (2011)
Gráfico 9 - Preços Médios Nominais da Energia Contratada nos Leilões de
Energia Existente
120
R$/MWh
99,14
94,91
100
80
60
109,03
105,00
104,74
57,51
67,33
75,46
83,13
80,00
62,95
40
20
9º 2010 (2011+D3)
9º 2010 (2011+Q3)
8º 2009 (2010+D5)
8º 2009 (2010+Q5)
5º 2006 (2007+Q8)
4º 2005 (2009+Q8)
3º 2005 (2006+Q3)
2º 2005 (2008+Q8)
1º 2004 (2007+Q8)
1º 2004 (2006+Q8)
1º 2004 (2005+Q8)
0
Preço Médio
Nota: A legenda do eixo das ordenadas representa o ano do leilão (e.g., 2004), o ano
de início da entrega da energia (e.g., 2005), a modalidade (e.g., Q – quantidade, D
disponibilidade) e a duração do contrato (e.g., 8 anos). Os leilões nº 6 e 7 foram
cancelados pelo governo federal.
Fonte: CCEE (2011)
Com relação aos leilões de energia nova, inicialmente, foram contratadas muitas UTEs a óleo
combustível nos primeiros leilões (7,7 GW), mais caras (preço médio de venda de 137 R$/MWh) e
poluentes, devido à incapacidade de o governo federal articular novos empreendimentos hidroelétricos
entre 2002 e 2005 diante da dificuldade de obtenção da Licença Ambiental Prévia e à falta de estoque
de aproveitamentos hidroelétricos em condições de serem licitados.
45
Sistema Elétrico Brasileiro | Expansão Hidrotérmica
A partir de 2008 o governo federal viabilizou a expansão de novas fontes renováveis de energia,
impulsionando a diversificação da matriz de geração elétrica com a contratação de UTEs a biomassa
(4,4 GW) e usinas eólicas (3,9 GW). Foram realizados também leilões para venda de energia de
grandes empreendimentos hidroelétricos polêmicos, como a UHE Belo Monte, com preço de venda
menor devido aos benefícios concedidos pelo governo federal aos investidores, como linhas de
financiamento com juros baixos, isenção de impostos e prazo de amortização maior. Gráfico 10O
Gráfico 10 e o Gráfico 11 apresentam os montantes de energia e os preços realizados nos leilões de
energia nova, respectivamente.
Gráfico 10 – Montantes de Energia Comercializada nos Leilões de Energia Nova
3.500
2.500
3004
Eólica
11º 2010
255
168
968
3º Reserva 2010
22
2º FAE 2010
10º 2010
Belo Monte 2010
644
48
22
327
753
2º Reserva 2009
8º 2009
1
10
7º 2008
1º Reserva 2008
6º 2008
542
Termo
1076
1326
Jirau 2007
Sto Antônio 2007
5º 2007
Hidro
121
1597
1442
1304
715
1º FAE 2007
3º 2006
2º 2006
1º 2005
0
4º 2007
46
140
569
535
1028
654
500
2278
1.500
1.000
3199
2.000
1008
MWmédios
3.000
Termo Biomassa
Nota: FAE - Fontes Alternativas de Energia.
Fonte: CCEE (2011)
Gráfico 11 – Preços Médios Nominais da Energia Contratada nos Leilões de Energia Nova
160
140
120
126,19
143,58
134,23
137,92
133,25
99,48
77,97
146,99
148,39
144,00
144,60
145,00
99,00
67,31
20
58,84
40
71,37
78,87
128,42
129,14
128,37
134,67
134,99
138,85
120,86
137,44
60
114,43
127,18
80
126,77
132,39
100
Hidro
Termo
Eólica
Nota: FAE - Fontes Alternativas de Energia.
Fonte: CCEE (2011)
46
Termo Biomassa
11º 2010
3º Reserva 2010
2º FAE 2010
10º 2010
Belo Monte
2º Reserva 2009
8º 2009
7º 2008
6º 2008
1º Reserva 2008
Jirau 2007
Sto Antônio 2007
5º 2007
4º 2007
1º FAE 2007
3º 2006
2º 2006
1º 2005
0
Centro Brasileiro de Infraestrutura
Os preços no Ambiente de contratação regulada (ACR) foram baseados no ambiente de contratação
livre (ACL), o que os tornou menores. Para que essa tendência continue, há necessidade de aumento
do mercado livre, possibilitando um ganho no mercado cativo por meio de tarifas mais baixas de
energia nos Leilões de Energia Nova.
Existe um projeto de Lei, tramitando no Senado (PLS 402) que sugere a ampliação do mercado livre da
seguinte forma:
“Ampliação do ACL (Elegibilidade)
i.
Todos os consumidores do grupo de tensão “A”, com demanda superior a 3.000 kW.
ii.
Após um ano aprovação da lei, liberação daqueles com demanda superior a 2.000 kW.
iii.
Após dois anos da aprovação da lei, liberação daqueles com demanda superior a 1.000 kW.
iv.
Elegibilidade com a agregação de cargas menores, pertencentes a um mesmo grupo
econômico para fins dos limites de demanda.”
Desde 2009, o governo federal não incluía a possibilidade de contratação de termoelétricas a
combustível fóssil nos leilões de energia nova, mas, em 2011, autorizou a inscrição de projetos de
térmicas a gás natural no leilão de energia nova A-3 (entrega da energia em 3 anos), previsto para ser
realizado no segundo trimestre deste ano. Entre os principais pré-requisitos para o cadastramento de
projetos, destaca-se que o Custo Variável Unitário (CVU), que representa o custo do combustível de
um empreendimento termoelétrico, está limitado a R$ 150/MWh.
Para o leilão A-3, de agosto de 2011, foram cadastrados 582 projetos inscritos. São 429 de usinas
eólicas com potência de 10.935 MW, 30 usinas térmicas a gás natural com potência de 10.871 MW e
81 usinas térmicas a biomassa de 4.580 MW. Além dessas, teremos PCHs e a UHE Jirau, no rio
Madeira, com potência de 450 MW.
Os atrasos dos empreendimentos termoelétricos, que deveriam ter entrado em operação no início
deste ano, fizeram com que a Petrobras alterasse a regra para o fornecimento de gás. Agora, a estatal
exige capital mínimo de R$ 400 mil por megawatt instalado para atender os empreendedores que
quiserem participar do leilão com usinas a gás. Essa medida inibe a entrada de empresas novatas no
setor ou aquelas que, eventualmente, tenham dificuldade de obter financiamentos. O objetivo é evitar
novos casos de atrasos, que têm marcado o resultado final dos leilões de 2007 e 2008. Entretanto, as
térmicas a gás terão que concorrer com as eólicas, térmicas a biomassa e hidroelétricas no leilão A-3.
Para a EPE, as UTEs a gás natural poderão retornar também aos leilões A-5 (entrega da energia em 5
anos), dada a dificuldade em viabilizarem-se novas UHEs.
Com o vencimento de várias concessões de empreendimentos de geração em 2015, que totalizam
18,2 GW, o governo federal poderá pressionar para a redução do preço de venda da energia existente
pelas concessionárias, tendo como contrapartida a prorrogação das concessões atuais em detrimento
de um novo processo de licitação. Essa questão, foco de profundos debates jurídicos, permanece
perigosamente indefinida pelo governo, prejudicando a capacidade de financiamento das empresas
cujas concessões vencerão nos próximos anos.
47
Sistema Elétrico Brasileiro | Expansão Hidrotérmica
Um aspecto, que deveria ser considerado pelo governo federal é a realização de leilões de energia
específicos para cada fonte e a realização de leilões regionais, de forma a considerar as
especificidades dos geradores localizados nas diferentes regiões do país. Dessa forma, os preços
refletiriam melhor os custos com logística, transmissão da energia gerada, com a mão-de-obra em
cada região, tributos, entre outros aspectos, aumentando a viabilidade dos empreendimentos.
5.5 CARGA TRIBUTÁRIA
A elevada carga tributária sobre a energia elétrica no Brasil é o principal motivo para os elevados
preços da energia ao consumidor final. Em 2008, estudo divulgado pelo Instituto Acende Brasil em
parceria com a consultoria Price Water House Coopers indicou que naquele ano a carga consolidada
de tributos e encargos do setor atingiu 45,08%. O estudo teve como base a carga tributária
efetivamente arrecadada por 54 empresas do setor elétrico, e que representam 64% da Geração, 80%
da Transmissão e 84% da Distribuição. A carga tributária aumentou de 35,91% (ou R$ 21,4 bilhões)
em 2002 para 45,08% (ou R$ 46 bilhões) em 2008. A grande maioria da carga tributária, 96%,
corresponde a tributos estaduais, 46%, tributos federais, 31%, e encargos setoriais, 19%.
A seguir, estão listados todos os tributos que incidem direta ou indiretamente na tarifa de energia
elétrica:

IRPJ: Imposto de Renda da Pessoa Jurídica;

CSLL: Contribuição Social sobre o Lucro Líquido;

ICMS: Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços;

ISS: Imposto sobre Serviços;

PIS/PASEP: Programa de Integração Social e Programa de Formação do Patrimônio do
Servidor Público;
48

COFINS: Contribuição para Financiamento da Seguridade Social;

ITR: Imposto Territorial Rural;

IPVA: Imposto sobre a Propriedade de Veículos Automotores;

IPTU: Imposto sobre a Propriedade Territorial Urbana;

INSS: Contribuição ao INSS devida pelo Empregador;

FGTS: Fundo de Garantia por Tempo de Serviço;

Outros Encargos Sociais: SAT, Salário Educação, Sistema “S”.
Centro Brasileiro de Infraestrutura
A seguir estão listados todos os encargos setoriais:

CCC: Conta de Consumo de Combustível;

CDE: Conta de Desenvolvimento Energético;

CFURH: Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos;

ESS: Encargos de Serviços do Sistema;

EER: Encargo de Energia de Reserva;

TFSEE: Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica;

RGR: Reserva Global de Reversão;

UBP: Uso de Bens Públicos;

P&D: Pesquisa e Desenvolvimento;

CCEE: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica;

Contribuição ao ONS.
A Tabela 7 apresenta a participação de alguns tributos e encargos no total da receita bruta das 54
empresas consideradas, em 2008, de R$ 102,5 bilhões.
Tabela 7 - Tributos e Encargos em Relação à Receita Bruta em 2008
Tributos
IRPJ: Imposto de Renda da Pessoa Jurídica
Participação (%)
3,92
CSLL: Contribuição Social sobre o Lucro Líquido
1,53
ICMS: Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços
20,80
ISS: Imposto sobre Serviços
0,02
PIS/Pasep: Programa de Integração Social e Programa de Formação do Patrimônio
do Servidor Público
1,51
Cofins: Contribuição para Financiamento da Seguridade Social
6,94
INSS: Contribuição ao INSS devida pelo Empregador
1,09
FGTS: Fundo de Garantia por Tempo de Serviço
Encargos
0,47
Participação (%)
CCC: Conta de Consumo de Combustível
2,81
CDE: Conta de Desenvolvimento Energético
2,35
CFURH: Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos
1,40
TFSEE: Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica
0,20
RGR: Reserva Global de Reversão
1,23
UBP (Uso de Bens Públicos), P&D (Pesquisa e Desenvolvimento) e ESS: Encargos
de Serviços do Sistema
0,78
Fonte: Acende Brasil e Price Water House Coopers (2010)
O custo médio da tarifa residencial nas diferentes áreas de concessão do país é apresentado na Figura
17.
49
Sistema Elétrico Brasileiro | Expansão Hidrotérmica
Figura 17–Custo Médio da Tarifa Residencial
Fonte: Aneel (2008)
Segundo a Aneel, em 2010, os consumidores de energia elétrica pagaram R$ 16,3 bilhões pelos
encargos setoriais. O maior valor pago em encargos foi o da Conta de Consumo de Combustíveis
(CCC), R$ 5,2 bilhões, seguido pela Conta de Desenvolvimento Energético, R$ 2,9 bilhões, o Proinfa,
R$ 1,8 bilhão, a Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos, R$ 1,9 bilhão.
O Brasil passa por um momento oportuno para redução da carga tributária no setor elétrico, dada à
iminência do crescimento da demanda de energia nos próximos anos, o que contribui para amenizar as
perdas de arrecadação com tributos. Em seguida, elencamos algumas medidas pontuais que poderiam
ser adotadas com o objetivo de desonerar as tarifas finais de energia.
Dentre as medidas a serem adotadas para a queda do impacto do ICMS (principal tributo na tarifa),
estão: a redução gradual da alíquota, levando a alíquota média real para 12% em 2020; a cobrança do
ICMS por faturas pagas, coibindo inadimplência pública ou a criação de uma conta de compensação
entre empresas e entidades públicas; a transparência à alíquota efetiva, explicitando o efeito de um
cálculo real; e a exclusão de encargos setoriais da base de cálculo.
50
Centro Brasileiro de Infraestrutura
Com relação aos impostos federais PIS/PASEP e COFINS, o governo federal poderia retornar a
cobrança para regime cumulativo com alíquotas de 0,65% (PIS PASEP) e 3,00% (COFINS) e excluir
encargos setoriais da base de cálculo. A alteração de regime para não cumulativo e o aumento das
alíquotas do PIS/PASEP (1,51%) e da COFINS (6,94%) gerou um aumento de cerca de 50%. O
governo Dilma tem iniciado estudos para eliminar a cobrança desses tributos da tarifa, de forma a
cumprir uma promessa assumida na campanha presidencial, mas, até o momento, nenhuma medida
nesse sentido foi anunciada.
A eliminação da cobrança do encargo da CCC do Sistema isolado pode ser alcançada com a
expansão racional de linhas de transmissão e gasodutos no país. É preciso dar maior transparência ao
destino dos recursos arrecadados de vários encargos, pois muitos não atendem à finalidade para a
qual foram criados, como é o caso da RGR. A RGR foi criada com o objetivo de ser um fundo para
gastos da União com indenizações de eventuais reversões de concessões do serviço de energia
elétrica. Mas, atualmente, destina, em particular, seus recursos ao Programa Luz para Todos, de
universalização do serviço de energia elétrica. No fim do ano passado, a cobrança foi prorrogada até
2035 por meio de uma Medida Provisória, e posteriormente aprovada no Congresso. Por meio da
RGR, o governo federal arrecada, aproximadamente, R$ 1,3 bilhão ao ano nas contas de luz. Uma
maior transparência também deve considerar os encargos ESS, TFSEE e EER.
A desoneração tributária no setor elétrico construiria um sistema mais racional e socialmente justo pela
essencialidade da energia elétrica, pelos profundos impactos sobre a produção e sobre a renda da
população.
5.6 VENCIMENTO DE CONCESSÕES
Um dos maiores desafios do governo atual é decidir o que fazer com as concessões do setor elétrico
que vencem entre 2015 e 2017. A questão é preocupante pelos montantes em questão, pois no
segmento de geração, vencem concessões de 58 UHEs, que somam capacidade de 20.658 MW,
quase duas UHE Belo Monte. Expiram, também, as concessões de 73 mil km de linhas de
transmissão, representando mais de 82% de todas as linhas em operação no SIN, além de concessões
de 42 concessionárias de distribuição (de um total de 64), representando em torno de 35% da energia
comercializada no mercado cativo.
O marco legal do setor elétrico (Lei 9.074/1995) prevê que, ao término das concessões, os ativos
sejam revertidos para a União, devendo necessariamente ser licitados, cabendo ainda ao antigo
concessionário compensações por investimentos que não estejam completamente depreciados e
amortizados.
Por ter amparo legal, essa solução traria menor risco jurídico e asseguraria a isonomia na disputa entre
os agentes. No entanto, existem dúvidas pendentes, como, por exemplo, a fórmula para calcular a
indenização aos antigos concessionários por investimentos realizados e não amortizados, e o risco
político em face dos atores e interesses envolvidos. No caso de uma nova rodada de licitações,
51
Sistema Elétrico Brasileiro | Expansão Hidrotérmica
poderia ocorrer uma desestatização em massa, compreendendo ativos importantes de subsidiárias da
Eletrobras e de empresas de energia estaduais, como a CESP e a CEMIG.
Além dessas dúvidas, outra questão que se apresenta na adoção dessa alternativa diz respeito à
apropriação do beneficio de produzir-se energia em plantas já amortizadas. Como os investimentos
nas hidroelétricas com concessões expirantes foram total ou parcialmente amortizados pelos
pagamentos feitos pelos consumidores, ao longo dos anos, a diferença entre o preço de venda da
energia e os correspondentes custos de produção deveria beneficiar todos os consumidores. No
entanto, o argumento não vale para as concessões de distribuição. Primeiro, porque exigem
investimentos contínuos; segundo, porque são periodicamente submetidas a revisões tarifárias, que,
teoricamente, asseguram o equilíbrio econômico-financeiro da concessão, não da empresa.
Mesmo implicando alteração na legislação, a possibilidade de renovar as atuais concessões tem sido
discutida pelos agentes do setor e a percepção dominante é que a decisão do governo será por este
caminho. Nesse caso, os atuais concessionários, em sua maioria estatais estaduais e federais,
arcariam com a diferença entre o preço justo de venda e o custo amortizado de produção, o que
garantiria que a modicidade tarifária poderia ser aplicada para benefício dos consumidores.
É importante ressaltar que qualquer que seja o modelo escolhido, novas licitações ou prorrogação das
atuais, não se deve confundir tarifa competitiva com tarifa populista. É importante que o preço a ser
estabelecido para o próximo período seja tal que garanta os investimentos no setor para que não se
corra o risco de escassez de energia elétrica no futuro.
5.7 FINANCIAMENTO
A reestruturação do setor elétrico brasileiro tinha como objetivo inicial a adoção de um modelo de
Parceria Público-Privada (PPP), que definiria um novo padrão de financiamento de investimento. No
período de 1990 a 2002, as incertezas e inconsistências do marco regulatório, somadas às
características estruturais do setor elétrico, como a necessidade de vultosos recursos e longo prazo de
maturação dos investimentos, elevaram os riscos e os custos de financiamento, impedindo a
consolidação de um padrão de financiamento. A partir de 2003, verificou-se um maior interesse e
confiança do setor financeiro por meio da oferta de linhas de crédito com prazos mais longos e taxas
de juros menores.
Dois fatores contribuíram para a estruturação de um novo padrão de financiamento. O mais importante
foi a estabilidade dos fundamentos macroeconômicos do Brasil, obtida no governo FHC, a saber:
inflação em queda, equilíbrio nas contas externas e redução gradual da taxa real de juros. Essa
estabilidade foi fundamental para a retomada dos investimentos no setor elétrico.
O segundo fator foi a atuação do BNDES, que pode ser dividida em duas linhas de ação: a primeira foi
a de ampliação e aperfeiçoamento, via customização, do financiamento para as empresas geradoras,
transmissoras e distribuidoras. Instrumentos como prazos mais longos, juros menores, carências
específicas e o uso do Project finance tem contribuído, de forma decisiva, para a os novos
52
Centro Brasileiro de Infraestrutura
investimentos; a segunda linha de ação foi bem mais tímida e relacionava-se com a imposição, como
contrapartida aos financiamentos, de práticas e mecanismos de governança corporativa. Dessa forma,
o BNDES tentou estimular a adoção de gestão mais eficiente e transparente que costuma minimizar os
riscos dos financiamentos e, ao mesmo tempo, passa a dar mais garantias para as empresas e os
grupos que participam dos empreendimentos.
O BNDES financiou, desde 2003, 304 projetos do setor, com aporte de R$ 62,5 bilhões, possibilitando
investimentos de R$ 113,4 bilhões. Somente em geração foram 203 usinas com aporte de R$ 44,7
bilhões, que correspondem a investimentos de R$ 77,3 bilhões. Em transmissão, foram apoiados 58
projetos com R$ 9 bilhões. Para a área de distribuição, o BNDES destinou R$ 8,8 bilhões, gerando
investimento de R$ 15,1 bilhões. A área de eficiência energética também tem recebido apoio, ainda
que em menor intensidade. Nesse período, o desembolso efetivo chegou a R$ 51,6 bilhões.
A obtenção de financiamento do BNDES pelas empresas privadas e a parceria destas com empresas
públicas, trouxeram novos agentes econômicos para o setor, como empresas de engenharia,
construtoras, fundos de pensão, bancos de investimentos, definindo a formatação de um novo padrão
de financiamento. Entretanto, a capacidade de financiamento do banco já alcançou um limite máximo.
Atualmente o banco estatal tem dividido as atenções dos investidores com outros agentes, como o
mercado financeiro e as agências multilaterais, incluindo Banco Mundial, Banco Interamericano de
Desenvolvimento e a Corporação Andina de Fomento. Além delas, existem os fundos de
desenvolvimento regional como o do Nordeste e o do Norte, além do Banco do Nordeste.
Para além dos bancos de fomentos, os empreendimentos do setor elétrico têm recorrido aos fundos de
desenvolvimento regional, como o Fundo de Desenvolvimento da Amazônia (FDA), que já financiou
treze projetos em sete estados do Norte do país. A maioria desses investimentos foi no setor elétrico,
entre os quais estão PCHs e termoelétricas. Além disso, o mercado financeiro, apesar da crise
financeira de 2008, retornou como fonte viável de financiamento, por meio de Ofertas Públicas de
Ações no mercado.
É importante destacar que o modelo de PPPs obteve relativo sucesso, como verificado na formação
dos consórcios de empresas que estão construindo as grandes usinas do rio Madeira, UHEs Jirau e
Santo Antônio. Entretanto, esse modelo foi completamente ignorado pelo governo federal para a
construção da UHE Belo Monte, em que a sustentabilidade duvidosa do projeto afastou a iniciativa
privada. Com a concessão de vários benefícios, algumas empresas privadas entraram na formação do
consórcio que adquiriu a usina, mas já anunciaram a saída do projeto por não terem capacidade
financeira para tal. O governo está assumindo, praticamente, cada vez mais sozinho a construção
dessa usina, um modelo que se mostrou insustentável no passado.
Nos próximos anos, a necessidade de financiamento no setor elétrico continuará intensa. De acordo
com o PDE da EPE, serão necessários R$ 214 bilhões para a expansão da oferta de energia elétrica,
sendo R$ 175 bilhões para o segmento de geração e R$ 39 bilhões para a transmissão.
Os empréstimos do BNDES para o setor elétrico somaram R$ 13,6 bilhões em 2010 e estima-se que
53
Sistema Elétrico Brasileiro | Expansão Hidrotérmica
em 2011 deverão somar R$ 18 bilhões, o que representa um crescimento de 32,3%. A maior parte dos
financiamentos em 2011, cerca de R$ 7,3 bilhões, será para projetos em geração hidroelétrica
(grandes, médias e pequenas usinas). Outros R$ 7,7 bilhões estão divididos entre projetos de
transmissão, distribuição e geração de energia eólica. No caso da transmissão, a previsão do BNDES
é de desembolsar R$ 3 bilhões; para a geração de energia eólica e a distribuição, a estimativa, em
2011, é R$ 2,5 bilhões e R$ 1,7 bilhão.
5.8 INADIMPLÊNCIA NO SETOR ELÉTRICO
O novo modelo institucional do setor elétrico introduziu a prática de leilões regulados federais, como
apresentado anteriormente neste estudo; onde as distribuidoras compram a energia a ser vendida aos
consumidores, e os geradores, por sua vez, vendem a energia produzida. Os leilões são promovidos
pela CCEE e, após sua realização, os agentes vendedores e compradores firmam contratos de compra
de energia, os chamados CCEAR (Contratos de Compra de Energia no Ambiente Regulado). Existem
vários tipos de certames realizados pela CCEE, dentre os quais estão os para comercializar energia de
fontes alternativas, tais como as PCHs, eólicas e a biomassa e os leilões de energia nova para projetos
hidroelétricos e termoelétricos, com prazo de fornecimento de quinze a trinta anos. Ainda existem os
certames em que é negociada a disponibilidade das usinas, caso este especifico para UTEs movidas a
óleo combustível, gás natural ou biomassa.
Com a assinatura dos CCEAR, as empresas vendedoras comprometem-se a entregar às
distribuidoras, a partir de uma data definida pelo leiloeiro, a energia efetivamente negociada. Quando a
construção de uma usina atrasa ou não acontece, as empresas vendedoras ficam incapazes de gerar
e entregar a energia e são obrigadas a comprar um contrato de energia de outro agente do mercado
para servir como lastro para sua usina.
Esse contrato serve como garantia de que haverá fornecimento de energia elétrica e de que os
geradores os quais produzirem no lugar das usinas atrasadas, ou não construídas, receberão pela
energia produzida. Por exemplo, uma usina termoelétrica a óleo diesel que tenha participado de um
leilão e tenha vendido sua disponibilidade às distribuidoras, mas não tenha disponibilidade para
produzir energia em atendimento ao contrato firmado, deveria apresentar na CCEE um contrato de
recomposição de lastro. Além disso, deveria apresentar garantias com o objetivo de resguardar o
processo de liquidação financeira da energia comercializada operado mensalmente pela CCEE. Sob o
ponto de vista elétrico, se, por uma razão qualquer, como uma falta de combustível ou atraso no
cronograma de obras, a usina não puder gerar energia elétrica, outros geradores suprirão essa lacuna
e receberão pela energia produzida.
Entretanto, o modelo vem apresentando falhas, na medida em que os vendedores nos certames
federais não têm honrado seus compromissos, tanto quanto à conclusão dos empreendimentos como
à consequente exigência para apresentação de contrato de recomposição de lastro nessas situações.
Esse cenário tem-se agravado, pois observam-se inadimplências vultosas no setor, principalmente,
54
Centro Brasileiro de Infraestrutura
nos projetos de usinas vencedoras nos leilões realizados a partir do ano de 2008, penalizando, em
consequência, os agentes geradores atuais que continuam garantindo o abastecimento, apesar do
insucesso dos projetos vencedores dos leilões.
Ao não apresentarem os tais contratos de recomposição de lastro à CCEE, os vendedores, que
possuem compromisso de entrega de energia às distribuidoras, ficam expostos ao mercado de curto
prazo e são automaticamente promovidos a devedores no processo de liquidação financeira da CCEE,
segundo a regulação vigente. Os montantes de tais dívidas, se liquidadas, seriam então utilizados para
remunerar as usinas em operação que atenderam os compromissos contratuais estabelecidos nos
leilões por esses vendedores inadimplentes.
Quando uma dívida, um compromisso financeiro, não é honrada, os geradores em operação
tipicamente credores arcam com essa inadimplência. Dessa forma, o modelo concebido tem
estimulado o ingresso de investidores não confiáveis, sem conhecimento da regulação e experiência
no setor de energia elétrica. Esses investidores acabam não cumprindo seus contratos de
fornecimento de energia, utilizando indireta e indevidamente a energia gerada por aqueles que estão
agindo corretamente. Esses agentes acabam arcando com a inadimplência daqueles.
Nos últimos leilões de disponibilidade de UTEs, diversos agentes com empreendimentos em atraso
não apresentaram o lastro requerido (na forma de contrato de compra de energia) e tampouco
apresentaram as garantias financeiras exigidas pela CCEE. Quando o contrato entrou em vigor, isto é,
quando as usinas deveriam estar disponíveis para gerar, sequer tinham saído do papel. O resultado é
que esses agentes deixam de honrar seus compromissos contratuais, mas a energia para atendimento
ao mercado é gerada, por outros agentes, o que é um paradoxo nessa relação. Em fevereiro de 2011,
a inadimplência desses geradores chegou a R$280 milhões, referente à energia gerada por outros
geradores e não ressarcida, a falta de garantias financeiras chegou a R$ 436,7 milhões e o volume de
penalidade atingiu a marca de R$ 95,8 milhões.
Cabe ressaltar que as distribuidoras que compraram nos leilões para o mercado regulado poderiam
rescindir estes CCEARs firmados com as usinas em atraso (ou mesmo sem uma previsão de
conclusão de obras). Entretanto, caso tomassem essa decisão, estas empresas chamariam para si a
dívida provocada por esses atrasos e, por tratar-se de energia nova que não foi conectada ao sistema
interligado, terminariam onerando, em última análise o consumidor. Essa situação expõe a fragilidade
das atuais regras do setor elétrico e exige ações do governo e da Aneel, para não penalizar os
investidores responsáveis que atuam no setor.
5.9 IMPACTOS AMBIENTAIS
A questão ambiental, no que diz respeito a sistemas de geração e transmissão de energia elétrica no
Brasil, teve um importante impulso a partir do Plano Diretor de Meio Ambiente do Setor Elétrico
(1991/1993). Esse Plano foi elaborado pela Eletrobrás em 1990 e representa um instrumento
direcionador das ações institucionais e normativas socioambientais para o planejamento, a
55
Sistema Elétrico Brasileiro | Expansão Hidrotérmica
implantação e a operação dos empreendimentos do setor elétrico. Apesar da sua abrangência, restrita
ao período 91/93, o Plano Diretor incorporou muitas das vertentes estruturadoras que ainda regem o
setor no desenvolvimento dessas ações.
Em 1986, foi elaborado o Manual de Estudos de Efeitos Ambientais dos Sistemas Elétricos (Eletrobrás,
1986), que se trata, essencialmente, de um guia abrangente que sistematiza e detalha todos os
aspectos sociais e ambientais que deverão ser levados em conta nas diversas etapas de
planejamento, construção e operação dos empreendimentos do setor elétrico.
O Plano Diretor para Proteção e Melhoria do Meio Ambiente nas Obras e Serviços do Setor Elétrico
(MME/Eletrobrás, 1986) propôs uma abordagem socioambiental para o setor elétrico, com base em
quatro diretrizes: a viabilidade ambiental, a inserção regional, a articulação interinstitucional para a
sociedade e a eficácia gerencial.
Ainda em 1986, foi criado o Comitê Consultivo de Meio Ambiente da Eletrobrás, que tinha como
atribuição aconselhar a diretoria executiva da empresa. Em 1988, foi criado o Comitê Coordenador de
Atividades de Meio Ambiente – COMASE, integrado por 25 concessionárias e, como que tinha como
principal função, assessoramento do Grupo Coordenador de Planejamento dos Sistemas Elétricos.
Posteriormente, em 1999, foi extinto o GCPS e criado o Comitê Coordenador do Planejamento do
Setor Elétrico – CCPE, que incluía um comitê específico para tratar das questões ambientais, o Comitê
Técnico Socioambiental – CTSA, que posteriormente passou a ser realizado pela Empresa de
Pesquisa Energética (EPE).
Diversos esforços foram realizados pelo setor elétrico, na década de 90, para incorporar a dimensão
ambiental no planejamento dos empreendimentos do setor elétrico. Merece destaque a elaboração de
estudos e desenvolvimentos metodológicos para permitir estimar, no âmbito compatível com o ciclo de
projetos, os custos socioambientais relativos às medidas de mitigação e compensação ambiental
indicadas nos estudos socioambientais.
Nesse sentido, foi criado um roteiro para a elaboração de orçamentos dos programas socioambientais,
descrevendo os principais itens de custos de cada programa e as rubricas do Orçamento Padrão
Eletrobras – OPE (MME/DNAEE/Eletrobrás, 1997) para sua apropriação. Esse trabalho concluído em
1994 foi desenvolvido por um grupo de trabalho formado por diversas empresas do setor elétrico no
âmbito do Comitê Coordenador das Atividades de Meio Ambiente do Setor Elétrico – COMASE, tendo
como objetivo propor critérios uniformes a serem utilizados pelas empresas e contribuindo para
aprimorar a avaliação dos custos globais dos empreendimentos, permitindo a comparação de
orçamentos de diversos projetos e a verificação da sua viabilidade econômica. O produto final desse
trabalho foi a incorporação de novas rubricas ao OPE.
Desde essa época, este tem sido o instrumento utilizado para apropriar os custos e subsidiar as
decisões e negociações sobre projetos ou empreendimentos individualizados, entre os diversos
agentes envolvidos no setor elétrico.
56
Centro Brasileiro de Infraestrutura
O Brasil tem uma larga vantagem sobre a média dos demais países no que diz respeito à produção de
energia limpa. De acordo com dados da EPE, 46,4% de toda a energia produzida no país provem de
fontes renováveis, enquanto a média mundial encontra-se em torno de 13%. Nos países da
Organização para a Cooperação e Desenvolvimento Econômico (OCDE), que representam mais de
50% do PIB mundial, apenas cerca de 7% da energia utilizada advém de fontes renováveis.
No que diz respeito à produção de energia elétrica, especificamente, essa vantagem é ainda mais
notável, tendo em vista que mais de 80% da eletricidade produzida no Brasil tem origem em fontes
renováveis, com grande destaque para a energia gerada a partir de fontes hidroelétricas. A alta
relevância da geração hidroelétrica é, em grande parte, explicada pelo fato de o Brasil possuir a maior
disponibilidade hídrica do planeta, com 13,8% do deflúvio médio mundial. A Bacia Amazônica, a Bacia
do São Francisco e a Bacia do Paraná, cobrem 72% do território brasileiro e são responsáveis por 80%
da produção hídrica do país.
Entretanto, a matriz de geração de energia elétrica está mudando. Termoelétricas movidas a diesel, a
óleo combustível, a carvão mineral e a gás natural estão, gradativamente, ocupando o lugar das
hidroelétricas, notadamente a partir de 2005. Entre 2005 e 2008, nos leilões de compra e venda de
energia que foram realizados para abastecer o mercado entre 2009 e 2013, a energia colocada em
oferta era predominantemente oriunda de fontes térmicas. As centrais térmicas somavam uma
capacidade de 15.400 MW disponíveis, contra 8.215,75 MW de geração hidroelétrica.
As recentes mudanças na matriz de geração de energia elétrica brasileira têm, no entanto,
consequências ambientais que precisam ser examinadas e cotejadas com aquelas causadas pelo
quadro pré-2005, panorama no qual preponderavam as fontes hidroelétricas. As ameaças identificadas
ao meio ambiente são de naturezas diversificadas, mas vêm tomando dimensões cada vez maiores,
como, por exemplo, a preocupação com a emissão dos gases de efeito estufa (GEE), citada
anteriormente nesta pesquisa.
É importante destacar que a geração de energia elétrica tem uma pequena, embora crescente,
participação na emissão de GEE. A geração de energia elétrica por fontes térmicas, notadamente
pelas usinas movidas a combustíveis fósseis, como óleo diesel e combustível, carvão mineral e gás
natural é responsável mais direta de GEE, porém não se deve deixar de observar nenhum detalhe no
tocante a essa emissão.
Apenas 1,5% das emissões de gases potencialmente causadores do fenômeno do aquecimento global,
no caso brasileiro, provêm do setor elétrico, enquanto, no mundo, 24% provêm dessa atividade.
Mesmo com algum arredondamento dessa cifra, o número brasileiro será cerca de duzentas vezes
menor que o de países como a China e os Estados Unidos. Essa enorme desproporção, em favor do
Brasil, se deve, sem dúvida alguma, à composição das respectivas matrizes de geração. Entretanto, as
emissões de CO2 geradas por usinas térmicas, no Brasil, aumentaram 122% no período entre 1994 e
2007, de 10,8 milhões, em 1994, para 24,1 milhões de toneladas de CO2, em 2007. Nesse período, a
capacidade instalada de térmicas cresceu 202%, passando de 7.051 MW para 21.324 MW.
57
Sistema Elétrico Brasileiro | Expansão Hidrotérmica
A tendência ao aumento de emissões de GEE continua presente, em paralelo à expansão dos
investimentos nas térmicas na matriz de geração nacional. O desmatamento era responsável por cerca
de 70% das emissões totais do Brasil em 1994, segundo o MMA. Os números atuais do Ministério
apontam para 60%. Isso se deve ao aumento da participação dos setores energético e industrial nas
emissões de GEE de 18% para valores próximos de 30%.
Com relação às emissões de GEE pelas UHEs, informações objetivas sobre o assunto são escassas.
Existem, no entanto, informações preliminares oriundas de uma pesquisa conduzida por Furnas
Centrais Elétricas: os lagos formados por hidroelétricas “jovens”, isto é, com seis a dez anos de
operação, pouco contribuem para o aumento do efeito estufa, em comparação com uma usina
termoelétrica de igual potência. A emissão de carbono por MW gerado tem sido cem vezes menor.
Foram observados reservatórios que, em alguns momentos, apresentam o efeito líquido de retenção
de carbono, isto é, mais absorvem que emitem carbono, o que pode ser uma explicação para esse
fenômeno.
Os resultados da pesquisa mostram ainda que o metano (CH4), cujo potencial de contribuir para o
aquecimento global é 21 vezes superior ao do CO2, representa uma parcela muito pequena da
emissão. As quantidades de carbono retido no sedimento são maiores que as emitidas sob a forma de
CH4, principalmente, nos reservatórios mais antigos, que, segundo os pesquisadores, funcionam como
verdadeiros sumidouros de carbono.
Contudo, tendo em vista que a maior parte dos GEE emitidos por uma represa decorre da morte das
árvores submersas, a vantagem das hidroelétricas é mais clara, neste aspecto, quando se trata de
usinas fora da Amazônia. É preciso lembrar, contudo, que a maior parte do potencial hidroelétrico a ser
explorado, 65% do total, encontra-se justamente na Amazônia. Dessa forma, poderá ocorrer um
aumento de custo nos empreendimentos devido à exigência de retirada de toda a vegetação da área a
ser alagada, o que tornaria as emissões de GEE desprezíveis.
Outro impacto ambiental significativo quando se trata de UHEs é o desmatamento. O bioma amazônico
tem, no total, em torno de 6,6 milhões de km². A sua parte brasileira, que representa 64% do total,
ocupa 4.197.000 km². De acordo com a EPE, 0,22% da parte brasileira do bioma amazônico são hoje
ocupados por hidroelétricas em operação, e 0,03% poderão vir a sê-lo, pelo conjunto potencial de
usinas futuras.
As hidroelétricas geram um forte impacto no momento da sua implantação. Entre os aspectos
negativos a destacar, podemos citar o deslocamento de comunidades, a destruição de ecossistemas
naturais, a mudança na composição da fauna aquática e a inundação de sítios de importâncias
histórica, arqueológica e turística.
Todavia, as hidroelétricas têm seu impacto inicial atenuado ao longo do tempo, com a estabilização
progressiva das novas condições ambientais. A vida do rio e a preservação de seu fluxo d’água para
geração dependem fundamentalmente da manutenção das matas ciliares da bacia afluente, o que
passa a ser considerado relevante pelo gerador.
58
Centro Brasileiro de Infraestrutura
As hidroelétricas têm, ainda, inegáveis vantagens sobre as outras opções de geração. Quer sob a ótica
dos usos múltiplos de seus reservatórios, de grande potencial gerador de benefícios socioeconômicos,
quer pela existência de mecanismos legais e infra legais consolidados, que induzem à contraprestação
de compensações de natureza financeira e ambiental decorrentes do empreendimento.
Em muitos casos, até os problemas socioambientais decorrentes da implantação de hidroelétricas
podem transformar-se em oportunidades de geração de melhorias socioeconômicas para uma região,
como, por exemplo, no caso de realocação de comunidades carentes, até então submetidas a
condições de vida degradantes. Em muitos casos, são transferidas para novos bairros e conjuntos
habitacionais, com melhores condições de vida, por força das medidas compensatórias e mitigadoras
previstas na legislação. No entanto, é importante reafirmar que não cabe ao empreendedor fazer papel
de Estado nos municípios, pois eles serão beneficiados de maneira perene com o empreendimento.
Os reservatórios, além de promoverem a regulação de vazões e o controle de enchentes das bacias,
contribuem para a produção de alimentos e para a pesca, prestam-se ao turismo e ao ecoturismo e
servem à irrigação e ao transporte hidroviário de cargas e de passageiros, entre outras finalidades.
Outra vantagem importante decorrente da capacidade de reserva de água das hidroelétricas é que ela
viabiliza comercialmente as térmicas a biomassa de cana-de-açúcar. Essas usinas geram apenas na
safra o (que, no Sudeste, por exemplo, vai de maio a novembro), mas graças à sua
complementaridade sazonal com as hidroelétricas, podem firmar contratos de suprimento constante
para o ano inteiro. Essa capacidade de regularização das hidroelétricas com reservatório também
serve para suavizar as naturais variações de produção de energia eólica, o que na Europa, por
exemplo, é feito por térmicas.
As termoelétricas, efetivamente, não ocupam grandes áreas e não promovem o desmatamento, nem o
deslocamento de populações, além de poderem ser construídas mais rapidamente e mais perto dos
centros de consumo, consumindo relativamente, menos capital que as hidroelétricas operacionais.
Entretanto, produzem uma energia significativamente mais cara que a de origem hídrica, onerando o
consumidor e emitindo quantidades comparativamente maiores de GEE, durante todo o tempo em que
funcionam, prejudicando, nesse caso, a sustentabilidade ambiental de todo o planeta. Além disso,
diferentemente das hidroelétricas, não oferecem nenhum benefício à sociedade além da geração de
energia elétrica.
Entretanto, se todas as limitações atuais que envolvem as hidroelétricas forem consideradas, como as
medidas para melhoria da qualidade de vida das populações atingidas nas construções, as grandes
linhas de transmissão, a limpeza do lago e a baixa energia assegurada das usinas a fio d’água, as
hidroelétricas poderão apresentar preços equivalentes aos das termoelétricas.
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Sistema Elétrico Brasileiro | Expansão Hidrotérmica
6. ANÁLISE DO SISTEMA HIDROTÉRMICO
O Brasil tem uma abundância de recursos renováveis competitivos (hidroelétricas, biomassa, eólica e
solar). No entanto, muitos dos combustíveis fósseis, por si só, comprometem a pureza do meio
ambiente pela emissão de CEE. A matriz elétrica é, no vocabulário da área, a que menos polui, ou
seja, constitui uma matriz limpa.
A opção pelo modelo hidrotérmico decorre do fato de que a expansão que mais beneficiaria o
consumidor seria um equilíbrio entre renováveis e termoelétricas. Como vimos apresentando neste
trabalho, a emissão de gases do efeito estufa das termoelétricas no setor elétrico, que é muito menor
do que se imagina. A energia hidroelétrica, ao contrário da energia termoelétrica, apresenta uma
disponibilidade variável em função das condições hidrológicas. Enquanto as usinas termoelétricas têm
sua disponibilidade avaliada em função da sua capacidade instalada e de fatores de indisponibilidade
forçada e programada (manutenção), as usinas hidroelétricas têm a sua disponibilidade, também, e,
principalmente, dependente das condições hidrológicas.
Para fins de comparação entre hidroelétricas e térmicas, deve-se igualar a confiabilidade de
suprimento. Dessa forma, para saber o custo total da geração hidroelétrica para o consumidor, é
necessário somar ao custo da hidroelétrica o custo de interrupção que poderá tornar a hidroelétrica
menos competitiva que a termoelétrica. O custo da geração hidroelétrica cresce rapidamente com o
nível de confiabilidade exigido, devido ao aumento da importância de eventos extremos na distribuição
de probabilidade das afluências.
Em um determinado nível de confiabilidade, deve-se atingir uma proporção adequada entre a hidro e
térmica. Contudo, de hidro e térmica, a participação das térmicas, no total da capacidade instalada do
país, amplia-se à medida que o nível de confiabilidade é estabelecido. As usinas térmicas têm
contribuído para garantir a confiabilidade de um sistema equivalente as Hidroelétricas com reservatório
de acumulação plurianual. Afinal, devido aos ganhos sinérgicos entre os dois tipos de geração: as
UTEs contribuem com o atributo confiabilidade, nos períodos secos, e as hidroelétricas contribuem
com o atributo “geração média barata”, nas demais situações hidrológicas. Essa sinergia entre hidro e
térmicas, muitas vezes, não é capturada nos modelos atuais. Há simulações que mostram que com a
expansão do bloco térmico, a energia assegurada do bloco hidráulico diminui.
Além disso, existe um terceiro atributo que deve ser considerado que é o despachar energia de forma
imediata. Todas as vezes que ocorrem eventos inesperados, como um incremento repentino na
demanda de ponta em uma situação de restrição do uso do sistema de Itaipu ou uma geração
suplementar devido à escassez hídrica, as UTEs são acionadas fora da ordem de mérito econômico.
Esses acionamentos não poderiam ser realizados pelas usinas eólicas e hidroelétricas a fio d’água,
pois elas não são despacháveis imediatamente, isto é, não podem produzir energia “on demand”.
Dessa forma, o ONS faz um acionamento suplementar das térmicas para aumentar a segurança de
suprimento. Para obter nível de segurança equivalente às usinas não despacháveis imediatamente,
60
Centro Brasileiro de Infraestrutura
seria necessário contratar energia de reserva, o que acarretaria em um aumento aproximado no custo
operativo do sistema de R$ 1,5 bilhão por ano.
Vale ressaltar que as UHEs têm um custo de oportunidade. Embora as hidroelétricas tenham um custo
operativo direto muito reduzido (basicamente operação e manutenção), a operação ótima de um
sistema hidrotérmico não é dar 100% de prioridade à geração hidroelétrica. A razão para esse
fenômeno está na utilização dos reservatórios para transferir geração hidroelétrica para o futuro,
quando o custo evitado de geração térmica pode ser maior.
Considere a decisão de utilizar os reservatórios das hidroelétricas no presente de forma a produzir
energia mais barata, conforme mostra a Figura 18. No futuro, o sistema poderá deparar-se com duas
situações: uma em que o período úmido será suficiente para encher os reservatórios novamente, não
acarretando problemas no suprimento; e outra em que o clima seco não será suficiente para encher os
reservatórios, o que acarretaria o acionamento de usinas térmicas para atender o suprimento.
Em contraposição, considere agora a decisão de não utilizar os reservatórios das hidroelétricas no
presente tendo em vista o custo futuro da geração. Mesmo que o sistema enfrente uma situação seca,
se os reservatórios estiverem preservados, será possível gerar energia com preços condizentes,
impedindo o acionamento de térmicas. Por outro lado, se ocorrer um período muito úmido, as
hidroelétricas com os reservatórios cheios terão de verter água, o que caracteriza um desperdício para
a geração. Este custo de oportunidade das hidroelétricas é, em geral, igual ao Custo Marginal de
Operação (CMO).
Figura 18 – Custo de Oportunidade das Usinas Hidroelétricas
Período
Úmido
OK
Período Seco
Déficit
Período
Úmido
Vertimento
Período Seco
OK
Usar o
Reservatório
Não Usar o
Reservatório
Fonte: CBIE
Com a maior participação de térmicas, o dilema custo médio versus segurança passa a ser bastante
concreto sendo questionável se a melhor solução para a sociedade seria acionar as térmicas somente
após um grande aumento no risco de deficit no suprimento.
A ordem de despacho para a entrada em operação das usinas considera o Custo Variável Unitário
(CVU) de cada unidade. Dessa forma, as primeiras térmicas convencionais que são acionadas,
geralmente, utilizam gás natural, que possuem CVU menor, seguidas pelas centrais a óleo combustível
e óleo diesel. Em geral, o acionamento segue essa ordem, mas pode variar em função do preço dos
energéticos no mercado. As UTEs a carvão mineral e nuclear operam, comumente, na base da
geração do SIN.
61
Sistema Elétrico Brasileiro | Expansão Hidrotérmica
Com o aumento da participação térmica e redução da capacidade de regularização do SIN, as térmicas
deverão ser sempre utilizadas para aumentar a segurança. A aplicação de procedimentos operativos
de curto prazo, como a antecipação do acionamento de térmicas de CVU mais baixo, evita
posteriormente o despacho daquelas com CVU elevado, buscando reduzir o custo de geração térmica
complementar.
As novas térmicas contratadas e que possuem custo de combustível elevado, devem ser despachadas
somente a partir da caracterização de condições hidrológicas adversas. Dessa forma o SIN passa a
apresentar maior dependência dos períodos chuvosos, requerendo ações mais robustas por parte do
ONS para evitar a elevação dos riscos de déficit no suprimento.
Em resumo, a geração termoelétrica é um componente importante na expansão econômica do sistema
de geração, pois contribui com o atributo confiabilidade; a hidroelétrica a seu termo retribui o favor,
contribuindo para a redução do fator de despacho das termoelétricas nos períodos de afluência
favorável. O despacho imediato das térmicas passa a ser cada vez mais importante com a entrada de
recursos não despacháveis de forma imediata no sistema: eólica, biomassa e usinas a fio d’água,
como as de Santo Antônio, Jirau e Belo Monte.
As atuais características do setor elétrico de UHEs com grandes reservatórios na base do sistema
elétrico e operação de usinas térmicas fora da base, à exceção de poucas térmicas a carvão e
nucleares, estão sendo modificadas pelo atual contexto do setor energético. Isso se dará cada vez
mais pela maior restrição causada pelos impactos ambientais e pela abundância de novas fontes,
como o gás natural. Outro aspecto que deve ser ressaltado é que o sistema hidrotérmico já está tendo
problemas para firmar energia, mesmo sem a entrada das usinas fio d’água que tendem a agravar
ainda mais esse problema.
Para evitar apagões, o Governo Lula priorizou a segurança do suprimento focando a expansão da
geração, o que resultou na contratação de muitas UTEs a óleo combustível. Em 2008, diante de um
cenário de escassez hídrica, usinas a óleo combustível foram acionadas para poupar a água das
UHEs, gerando uma conta a ser paga pelo consumidor, em 2009, de mais de R$ 2,3 bilhões. Dessa
forma, o governo permitiu ainda mais o encarecimento da energia no país.
Em 2009, as UHEs voltaram a apresentar maiores níveis de produção e o acionamento de térmicas
não ocorreu, o que contribuiu para um reajuste tarifário menor no ano seguinte, em que seriam
realizadas eleições no país. Em 2010, novamente em um cenário de escassez hídrica, usinas a gás
natural foram acionadas para poupar a água das UHEs, conta, novamente, a ser paga pelo consumidor
em 2011, de mais de R$ 1,1 bilhão. Com a repetição do problema, a solução do governo foi idêntica a
do ano anterior: onerar o consumidor final.
A expansão da participação térmica tende a aumentar as emissões de gases de efeito estufa das
termoelétricas de 14 MtCO2/ano em 2011 para 40 MtCO2/ano em 2020. A sinergia hidrotérmica faz
com que a emissão de CO2 do setor seja bem menor do que se imagina. Uma térmica a óleo
62
Centro Brasileiro de Infraestrutura
combustível, no Brasil, que seja pouco despachada, emite menos do que uma com ciclo combinado a
gás natural, em outros países.
Faz-se necessária também, uma mudança nas atuais regras de despacho e comercialização de
energia elétrica que não mais representam a nova realidade da geração e do consumo no país. As
atuais regras ainda refletem um período em que a geração no Brasil era em quase sua totalidade de
origem hidráulica, por meio de UHEs com reservatórios plurianuais. Para que a inserção térmica seja
eficiente, é preciso compatibilizar e aperfeiçoar os procedimentos de planejamento e operação, os
procedimentos de segurança de suprimento, melhorar os sinais locacionais da transmissão, contornar
incertezas nos custos de combustível e reconhecer o benefício operativo de térmicas a biomassa e
usinas eólicas.
O período da safra de cana-de-açúcar é complementar ao regime hidrológico das regiões Sudeste e
Centro-Oeste. Isso propicia que ocorra a geração de usinas térmicas a biomassa em períodos de
natural elevação do CMO no SIN. A disponibilidade de fontes de geração a biomassa (e também
eólicas) possibilita a redução do montante de ESS por razões de segurança energética acionados por
procedimentos operativos de curto prazo. Ressalta-se, novamente, que essas fontes de geração são
inflexíveis e complementares ao regime hidrológico.
Somente com UTEs modernas, movidas a gás natural, por exemplo, é que o país irá firmar a energia
das novas hidroelétricas. Com o início da exploração do pré-sal e o desenvolvimento de campos em
terra, o país poderá vir a ser um grande produtor de gás natural. Portanto, o modelo hidrotérmico
poderá trazer ainda maiores benefícios aos consumidores do país, caso ocorra a maior inserção de
usinas a gás natural.
Centrais no formato ciclo combinado, por serem mais inflexíveis, levam menos de 50 minutos para
chegar à carga máxima desse ciclo; com paradas inferiores a oito horas, são adequadas para operar
na base do sistema elétrico e contribuiriam para reduzir o CMO e a utilização de procedimentos
operativos de curto prazo pelo ONS, além de aumentarem a segurança no suprimento. Por outro lado,
centrais flexíveis com ciclo aberto são adequadas para operar na ponta do sistema elétrico, aquelas
com CVU baixo, como as centrais a gás natural, por exemplo, aumentam a segurança e reduzem a
necessidade de utilização de procedimentos operativos de curto prazo pelo ONS, pois são
despachadas pelo mérito econômico, e aquelas com CVU elevado, como centrais a óleo combustível,
requerem a utilização de procedimentos operativos de certo prazo que elevam o custo de geração para
aumentar a segurança.
A expansão das usinas termoelétricas permitiria um melhor aproveitamento da energia secundária que
atualmente, é vertida em usinas hidroelétricas com reservatório, aumentando a energia assegurada no
SIN. Nesse caso, as usinas térmicas seriam pouco despachadas, apenas no caso de períodos
hidrológicos desfavoráveis. Entretanto, a complementariedade de usinas térmicas com hidroelétricas a
fio d’água é diferente, pois as últimas estão sendo projetadas para atender à produção na vazão
máxima, apresentando um vertimento de energia secundária menor. Dessa forma, a geração térmica
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Sistema Elétrico Brasileiro | Expansão Hidrotérmica
será importante para firmar a energia no período seco, quando a produção das usinas hidroelétricas
será muito pequena. Nesse caso, a necessidade de operação das térmicas será maior, o que
justificaria a entrada de usinas térmicas a gás natural com ciclo combinado na base do setor elétrico.
64
Centro Brasileiro de Infraestrutura
PARTE III
Nesse capítulo, foram analisados possíveis cenários de expansão da geração de energia para
evidenciar as evoluções do sistema hidrotérmico, tendo como referência o horizonte de 2020. Para a
criação dos Cenários “Provável”, “Conservador” e “Agressivo”, utilizaram-se dados da Resenha
Energética Brasileira do Ministério de Minas e Energia (MME) de maio de 2011. A partir desse
contexto, foram estabelecidas projeções para o setor elétrico brasileiro em 2020, adotando taxas de
crescimento para cada fonte energética, fundamentado em premissas de crescimento para cada um
dos cenários.
Os três cenários são apresentados de acordo com diferentes premissas assumidas, poderá contribuir
para compreenderem-se as mudanças por que passa o sistema elétrico, em face da expansão das
gerações eólica e térmica, em detrimento da geração em UHEs, dada as razões já expostas.
Os itens 7.1, 7.2 e 7.3 apresentarão as premissas específicas de cada cenário. Resumidamente, para
o Cenário Provável é considerada uma expansão moderada de usinas hidroelétricas, notadamente, a
fio d’água, de usinas térmicas convencionais (movidas a gás natural, óleo combustível e carvão) e
nucleares. No Cenário Conservador, as usinas hidroelétricas tem forte expansão em detrimento das
Usinas térmicas convencionais e do nuclear. Por último, no Cenário Agressivo, as usinas hidroelétricas
apresentam expansão retraída, mas ocorre larga expansão da participação de usinas térmicas não
convencionais e nucleares. Em todos os três cenários, ocorre uma expansão significativa das usinas
eólicas.
Neste capítulo, também serão apresentadas estimativas para os investimentos necessários para a
construção do parque gerador, considerando-se os custos de investimento em cada fonte e a receita
total obtida com a geração, considerando-se os preços médios de venda da energia nos leilões de
energia nova apresentados na tabela 17. O crescimento anual da capacidade instalada geradora
apresentada em cada cenário será detalhada nos Anexos II, III e IV.
7. DEMANDA FUTURA – CENÁRIOS
Os cenários são uma ferramenta muito útil para o planejamento elétrico do país, pois possibilitam
antever consequências causadas por decisões que são tomadas no presente, indicando os impactos
na mudança da capacidade instalada no país. Pode-se, também, predizer, as fontes de energia que se
expandirão, os possíveis impactos ambientais, as necessidades de financiamento e os custos de
escolhas tecnológicas.
O Gráfico 12 apresenta a participação das fontes na geração de energia elétrica em 2010, para
referendar as premissas que se seguem.
65
Sistema Elétrico Brasileiro | Expansão Hidrotérmica
Gráfico 12 – Participação das Fontes na Geração de Energia Elétrica em 2010
490 TWh
2,9% 0,4%
82,8%
13,9%
Hidro
Térmica
Nuclear
Eólica
Fonte: CBIE (2011)
Em cada cenário, será provisionada uma estimativa do custo total do investimento em capacidade
instalada entre 2010 e 2020, considerando-se os seguintes custos unitários de investimento da Tabela
8, de forma a definir o montante de recursos necessários a concretizar as expansões.
Tabela 8 - Custo Unitário de Investimento em Diferentes Usinas
Usina
R$/kW
Hidroelétrica
2.805
Térmicas Nucleares
6.400
Térmicas Gás Natural
1.275
Térmicas Carvão
2.720
Térmicas Óleo Combustível
510
PCH
3.400
Térmicas Biomassa
1.530
Eólica
2.040
Nota: Preços sem tributos e encargos.
Fonte: EPE (2011) e CBIE (2011)
A Tabela 8 expressa os valores considerados para estimar os investimentos a realizar de acordo com
as projeções de expansão das diversas fontes, tendo como referência cálculos efetuados pela própria
EPE.
Tendo em vista que esses valores, na verdade, seriam estabelecidos caso a caso, a partir de cada
empreendimento a ser realizado, e as condições vigentes no momento da sua análise de atratividade,
entendemos que os dados consequentes são indicativos dos valores mínimos a serem considerados
como necessários para viabilizar a construção das usinas, sem considerar os crescentes custos
socioambientais que lhe são atribuídos.
Cabe ainda registrar que, no caso das hidroelétricas amazônicas, há de considerar-se a imputação dos
custos de transmissão como aderentes àqueles do investimento a realizar e todos os sobre custos
derivados da logística de máquinas, equipamentos e materiais específicos à sua construção e das
necessárias acomodações para aqueles que irão construí-las. Some-se ao quadro de conflito, as
66
Centro Brasileiro de Infraestrutura
discrepâncias de valores para os investimentos que existem entre as agências reguladoras e os
empreendedores.
Para exemplificar esse paradoxo, podemos citar que a associação dos investidores em PCH’s
menciona com frequência que os custos de investimentos alcançam, nos dias de hoje, em alguns
casos, R$ 6.500,00 /kW enquanto a EPE considera R$ 3.400,00/kW. No caso das térmicas a carvão, a
associação especifica como custo de investimento mínimo R$ 3.400,00/kW, enquanto a EPE considera
R$ 2.740,00/kW. Outro exemplo seria o dos parques eólicos que os empreendedores consideram R$
2.135,00/kW e a EPE R$ 2.040,00/kW. Por fim, no caso da biomassa, os investidores sem considerar
demais custos, consideram que os investimentos alcançariam R$ 2.550, 00 /kW, enquanto a EPE
considera R$ 1.530,00 /kW.
A demanda de energia elétrica no Brasil adotada para todos os cenários é de 5% ao ano. Foi
considerado um aumento do consumo residencial de 4,5%, ao ano; o industrial 5,1%, ao ano; e do
comercial 6,2%, ao ano. Dessa forma, a demanda no SIN aumentará 63%, de 416 TWh, em 2010, para
679 TWh, em 2020.
7.1 CENÁRIO PROVÁVEL
Ao considerar os aspectos apresentados na Parte II deste relatório, no Cenário Provável, a expansão
das linhas de transmissão no país permanecerá sujeita a grandes impedimentos no licenciamento
ambiental, dificultando a viabilização de grandes usinas hidroelétricas situadas a longas distâncias do
SIN. Dessa forma, o licenciamento ambiental de grandes linhas de transmissão permanece sendo um
gargalo no setor que impede a antecipação do cronograma de grandes usinas em construção no país.
A dificuldade na expansão das linhas de transmissão seria um fator adicional que impediria a
concretização de novos empreendimentos hidroelétricos na Amazônia e em outros países da América
do Sul. Novas usinas hidroelétricas de grande porte, além das planejadas, não se concretizarão na
próxima década devido à crescente resistência da sociedade a esses empreendimentos,
principalmente, das populações ribeirinhas do entorno da área a ser alagada pelos reservatórios das
usinas.
Como o aumento da geração hidroelétrica, o formato de usina a fio d’água será limitado, outras fontes
deverão expandir-se para suprir a demanda de energia esperada. A energia eólica e a térmica a gás
natural se apresentam, por sua vez, como fontes importantes nesse processo, devido o seu potencial
remanescente.
A grande quantidade de usinas térmicas a óleo combustível poderá garantir o atendimento da
demanda na primeira metade da década, não devendo se expandir após 2015, dado o aumento da
geração térmica a gás natural, biomassa e eólica, que possuem condições favoráveis de crescimento
devido aos menores custos com combustível em relação a térmicas a óleo. Adicionalmente, as
Térmicas a carvão também contribuirão para aumentar a oferta de energia, complementando as outras
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Sistema Elétrico Brasileiro | Expansão Hidrotérmica
fontes, devido ao grande potencial de reservas no país e pela evolução das tecnologias de remoção de
impurezas.
O aumento da geração térmica acentuará a necessidade de revisão dos procedimentos operativos do
ONS, que foram concebidos para um sistema hidroelétrico com usinas de grandes reservatórios
construídas entre as décadas de 1960 e 1980. Dessa forma, os novos procedimentos operativos
deverão considerar tanto a operação de térmicas a gás natural com ciclo combinado na base do
sistema elétrico, quanto na ponta em usinas térmicas a gás natural de ciclo aberto.
No Cenário Provável, a resolução da questão do fim das concessões do setor elétrico ocorrerá por
meio de prorrogação das atuais concessões, tendo como contrapartida a redução do preço da energia
existente vendida aos consumidores. Entretanto, o impacto dessas medidas somente será percebido
pelo consumidor final caso ocorra uma redução nos elevados tributos e encargos que incidem na tarifa.
Para que as emissões de gases causadores do efeito estufa não aumentem de forma brusca, será
necessária a expansão da geração de fontes renováveis, como usinas hidroelétricas, eólicas e
térmicas a biomassa, mas utilizando-se a geração térmica a gás natural como complementar na base e
na ponta do sistema elétrico.
7.1.1 EVOLUÇÃO DA CAPACIDADE INSTALADA
A cada ano, serão necessários aproximadamente 6,5 MW para atender a demanda de energia neste
Cenário Provável. Dessa forma, a capacidade instalada no país terá de aumentar de 106,6 GW para
171,6 GW, uma expansão de 61%. As UHEs manterão participação significativa com 58% na
capacidade instalada, seguidas por usinas térmicas a gás natural com participação de 14%. A
capacidade instalada eólica representará 7% do total instalado no parque gerador em 2020. A
capacidade instalada de térmicas a óleo combustível em 2020 será de 4%, sendo que, a partir de
2014, não será considerada nova adição de capacidade instalada deste tipo de usina térmica, mais
poluente e cara que as usinas a gás natural.
A capacidade instalada hidroelétrica apresentará expansão de 33%, sendo adicionados 26,1 GW a fio
d’água, diante das maiores restrições ambientais, com destaque para as UHEs Santo Antônio (início
de operação em 2012) Jirau (2013) e Belo Monte (2015).
No caso das térmicas convencionais elas apresentarão uma expansão de 137%, sendo adicionados
25,7 GW, principalmente de usinas a gás natural, carvão e óleo combustível com respectivamente 13,6
GW, 6,9 GW e 2,9 GW. O cenário não considera a contratação de nova capacidade instalada em
usinas térmicas a óleo combustível a partir de 2014, concentrado investimentos em térmicas a
biomassa, gás natural e carvão. Como consequência, as térmicas convencionais aumentarão sua
participação no total do parque gerador de 18% para 26%. Com relação à energia nuclear, estar-se-ia
considerando a conclusão de usina termonuclear de Angra III em 2015, adicionando 1,4 GW ao parque
nuclear correspondendo a uma expansão de 40%. Dessa forma, a energia nuclear, manterá a
participação de 2% da capacidade instalada no Brasil.
68
Centro Brasileiro de Infraestrutura
A energia eólica apresentará expansão de 1.270%, adicionando 11,7 GW ao parque gerador,
aumentando sua participação de 1%, em 2010, para 7% da capacidade instalada do país, em 2020.
Considerando os custos unitários de investimento apresentados na Tabela 8, o custo total de
investimento em adição de capacidade instalada no Cenário Provável, entre 2010 e 2020, seria de R$
148,5 bilhões.
7.1.2 GERAÇÃO DE ENERGIA
Neste cenário, a geração aumentará 63%, de 489 TWh, em 2010, para 799 TWh, em 2020, para
atender a demanda. A fonte hidroelétrica manterá participação significativa de 64,7% da geração no
SIN em 2020, mas houve uma queda significativa em relação à participação, em 2010, de 82,8%.
Por outro lado, a participação das UTEs convencionais será ampliada de 13,9% em 2010 para 28,8%
em 2020, caracterizando o maior despacho das térmicas no SIN. As usinas termonucleares manterão
participação de aproximadamente 3% na geração total e as eólicas aumentarão a participação na
geração de 0,4% para 3,5%.
O Gráfico 13 apresenta a participação das fontes na geração de energia elétrica no Cenário Provável.
Gráfico 13 – Geração de Energia Elétrica no Cenário Provável em 2020
799 TWh
3,0% 3,5%
28,8%
64,7%
Hidro
Térmica
Nuclear
Eólica
Fonte: CBIE (2011)
Para atender a demanda de energia do Cenário Provável, será necessário aumentar o despacho das
térmicas a gás natural a partir de 2011, chegando próximo ao limite máximo de operação a partir de
2014. Devido à folga na disponibilidade operacional das térmicas a gás natural, o nível de operação de
térmicas a óleo combustível no Cenário Provável permanece baixo, contribuindo para a redução da
emissão de gases, uma vez que a geração de térmicas a óleo combustível é mais cara e poluente.
Dessa forma, os investimentos em capacidade instalada adicional de térmicas a gás natural deveriam
ser direcionados para um conglomerado de usinas com ciclo combinado, que são mais apropriadas
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Sistema Elétrico Brasileiro | Expansão Hidrotérmica
para operação na base do sistema, enquanto as usinas com ciclo aberto são mais apropriadas para
atendimento da demanda de ponta.
7.2 CENÁRIO CONSERVADOR
Entre os aspectos apresentados na Parte II deste relatório, no Cenário Conservador o licenciamento
ambiental das linhas de transmissão no país será facilitado com a adoção de novos procedimentos
pelo IBAMA, contribuindo para a viabilização de hidroelétricas a longas distâncias, que poderiam
inclusive antecipar a geração para melhorar a rentabilidade dos empreendimentos. Por exemplo,
atualmente, estuda-se um processo de licenciamento ambiental simplificado para linhas de
transmissão, assim como acontece em Pequenas Centrais Hidroelétricas.
A grande expansão das linhas de transmissão seria um aspecto que favoreceria a concretização de
novos empreendimentos hidroelétricos em outros países da América do Sul interconectados ao
sistema elétrico nacional, dentre os quais podem ser citadas novas usinas na Amazônia peruana, na
Bolívia ou na fronteira com a Argentina. Nesse sentido, o país aumentaria sua importação de energia,
das usinas hidroelétricas desses países, o que contribuiria para a diminuição da necessidade de
contratar mais térmicas.
Nesse cenário, o país busca manter a participação majoritária das usinas hidroelétricas na geração, o
que irá requerer maior construção de capacidade instalada adicional, pois as novas usinas a fio d’água
não firmarão tanta energia quanto às usinas com reservatórios. O maior investimento em usinas
hidroelétricas tem como objetivo evitar a expansão significativa de usinas térmicas no SIN.
A grande quantidade de usinas térmicas a óleo combustível contratada garante o atendimento da
demanda na primeira metade da década, mas não devem expandir-se após 2015. As Térmicas a
carvão deverão crescer em 2015, mas manterão a capacidade instalada estável nos anos seguintes. A
partir de então, a expansão se dará somente por fontes renováveis como térmicas a biomassa,
hidroelétricas fio d’água e eólicas. Dessa forma, apesar de o aumento na geração térmica ser mais
tímido, a necessidade de revisão dos procedimentos operativos do ONS será iminente, devido ao
aumento da geração de fontes com menor energia assegurada em relação à capacidade instalada no
SIN.
No Cenário Conservador, a resolução da questão do fim das concessões do setor elétrico ocorrerá por
meio de prorrogação das atuais concessões, tendo como contrapartida a redução do preço da energia
existente vendida aos consumidores. Entretanto, essa medida pouco contribuirá para a redução do
valor das tarifas de energia, devido à manutenção dos elevados tributos e encargos.
As emissões de gases causadores do efeito estufa pelo setor elétrico brasileiro permanecerão baixas,
devido ao aumento da geração baseado em fontes renováveis, mas o sistema elétrico ficará mais
vulnerável às condições climáticas, por exemplo, em casos extremos como de escassez hídrica nos
reservatórios. Como não serão construídas muitas térmicas complementares, o risco de
desabastecimento será maior.
70
Centro Brasileiro de Infraestrutura
7.2.1 EVOLUÇÃO DA CAPACIDADE INSTALADA
A cada ano, serão necessários aproximadamente 6,8 GW para atender a demanda de energia neste
Cenário Conservador. Dessa forma, a capacidade instalada no país terá de aumentar de 106,6 GW
para 174,3 GW, uma expansão de 63%. As UHEs manterão participação significativa com 66% na
capacidade instalada, seguidas por usinas térmicas a gás natural com participação de 9%, óleo
combustível e carvão, ambas com participação de 4%. A energia eólica apresentará expansão de
1.100%, adicionando 10,2 GW ao parque gerador, aumentando sua participação de 1%, em 2010, para
6% da capacidade instalada do país, em 2020.
A capacidade instalada hidroelétrica apresentará expansão de 49%, sendo adicionados 41,7 GW, a fio
d’água, diante das maiores restrições ambientais, com destaque para as UHEs Santo Antônio (início
de operação em 2012), Jirau (2013) e Belo Monte (2015). Está sendo considerada, também, a
construção de outra grande usina hidroelétrica na Amazônia, no rio Tapajós, dando continuidade à
exploração do potencial da região e evitando a construção de novas usinas termoelétricas
convencionais no país.
No caso das térmicas convencionais, elas apresentarão uma expansão de 76%, sendo adicionados
14,2 GW, principalmente de usinas a carvão com 5,3 GW. Apesar dessa expansão, as térmicas
convencionais manterão sua participação no total do parque gerador praticamente estável, passando
de 18% para 19%. Com relação à energia nuclear, neste Cenário Conservador, a conclusão da usina
termonuclear de Angra III ocorrerá em 2019, adicionando 1,4 GW ao parque nuclear, o que
corresponde a uma expansão de 40%. Dessa forma, a energia nuclear manterá a participação de 2%
da capacidade instalada no Brasil em 2020.
Considerando os custos unitários de investimento apresentados na Tabela 8, o custo total de
investimento em adição de capacidade instalada no Cenário Conservador entre 2010 e 2020 seria de
R$ 172,4 bilhões, o maior entre os cenários considerados, dado o maior investimento em capacidade
hidroelétrica.
7.2.2 GERAÇÃO DE ENERGIA
Neste cenário, a geração aumentará 63%, de 489 TWh, em 2010, para 799 TWh, em 2020, para
atender a demanda. A fonte hidroelétrica diminuirá um pouco sua participação na geração no SIN de
82,8%, em 2010, para 71,1%, em 2020, devido ao esforço de viabilizar mais usinas hidroelétricas de
grande porte na Amazônia, o que não evitará a diminuição da geração em usinas hidroelétricas tendo
em vista que as novas usinas são a fio d’água.
Por outro lado, a participação das UTEs convencionais aumentará de 13,9% em 2010, para 22,8%, em
2020, mas em menor intensidade em relação ao Cenário Provável. O aumento da capacidade
instalada hídrica em relação ao Cenário Provável não foi capaz de evitar o aumento da geração das
térmicas no SIN. As usinas termonucleares terão participação de aproximadamente 3% na geração
total em 2020 e as eólicas aumentarão a participação na geração de 0,4% para 3%.
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Sistema Elétrico Brasileiro | Expansão Hidrotérmica
O Gráfico 14 apresenta a participação das fontes na geração de energia elétrica no Cenário
Conservador.
Gráfico 14 – Geração de Energia Elétrica no Cenário Conservador em 2020
799 TWh
3,0%
3,1%
22,8%
71,1%
Hidro
Térmica
Nuclear
Eólica
Fonte: CBIE (2011)
Para atender a demanda de energia do Cenário Conservador, a necessidade de despacho das usinas
térmicas será maior do que a verificada no Cenário Provável, devido à decisão de evitar a construção
de novas térmicas, representando um menor despacho global das Usinas Térmicas, mas o despacho
por usina hidrotérmica será maior. A capacidade instalada térmica torna-se, portanto, ainda mais
fundamental para assegurar o suprimento. Acredita-se que o despacho das usinas térmicas a gás
natural aumentará e atingirá a capacidade máxima de produção em 2014. Caso não forem construídas
térmicas a gás natural suficientes, será necessário aumentar a geração com usinas termoelétricas a
óleo combustível e a carvão, que são mais caras e poluentes.
A grande dependência da geração hidroelétrica deixa o sistema à mercê de grandes apagões como os
que vêm ocorrendo nos últimos anos. Os casos mais notórios foram o apagão de novembro de 2009
que atingiu 18 estados com corte no suprimento de até quatro horas, e o de fevereiro de 2011 que
atingiu todo o Nordeste com corte no suprimento de até três horas. Além disso, haveria pouca folga
para geração térmica complementar no caso da necessidade de diminuir a operação das usinas
hidroelétricas.
7.3 CENÁRIO AGRESSIVO
No Cenário Agressivo, a expansão das linhas de transmissão no país permanecerá sujeita a grandes
impedimentos no licenciamento ambiental, dificultando a viabilização de grandes usinas hidroelétricas
situadas a longas distâncias do SIN. Dessa forma, o licenciamento ambiental de grandes linhas de
transmissão permanece sendo um importante gargalo no setor.
72
Centro Brasileiro de Infraestrutura
A dificuldade na expansão das linhas de transmissão seria um fator adicional que impediria a
concretização de empreendimentos hidroelétricos na Amazônia e em outros países da América do Sul.
Novas usinas hidroelétricas de grande porte, além das planejadas, não se concretizarão na próxima
década devido ao aumento da resistência da sociedade a esses empreendimentos, principalmente,
das populações ribeirinhas do entorno da área a ser alagada pelos reservatórios das usinas.
A questão dos impactos ambientais provocados pelas grandes usinas hidroelétricas na Amazônia se
acentuaria, direcionando o planejamento da expansão para o aumento da capacidade instalada em
usinas térmicas que passam por processos de licenciamento ambiental de menor complexidade que as
grandes centrais hidroelétricas. Como o aumento da geração hidroelétrica a fio d’água será limitado, a
geração térmica por meio de usinas a gás natural, biomassa, nuclear e óleo combustível apresentará
forte expansão, assim como a energia eólica.
O aumento da geração térmica nesse panorama, assim como no Cenário Provável, acentuará a
necessidade de revisão dos procedimentos operativos do ONS, que foram concebidos para um
sistema hidroelétrico com usinas de grandes reservatórios. Dessa forma, os novos procedimentos
operativos deverão considerar, principalmente, a operação de térmicas a gás natural com ciclo
combinado na base do sistema elétrico, não somente na ponta, como ocorre, atualmente, em usinas
térmicas a gás natural de ciclo aberto. Além disso, as regras para operação das usinas térmicas a óleo
combustível e a carvão deveriam ser mais bem contempladas, pois possuem custo variável unitário
maior, de forma que um eventual aumento no acionamento destas usinas não penalize demais a tarifa
de energia elétrica.
No Cenário Agressivo, a resolução da questão do fim das concessões do setor elétrico ocorrerá por
meio de uma nova licitação das atuais concessões. Isso poderá desestimular a construção de grandes
usinas hidroelétricas com maiores custos de investimento e favorecer a expansão das usinas térmicas
com menor custo de construção, como usinas a gás natural e carvão. O início da produção de gás
natural na Camada Pré-Sal deve assegurar o fornecimento desse combustível, bem como as reservas
de carvão nacional e o importado da Colômbia.
As emissões de gases causadores do efeito estufa pelo setor elétrico brasileiro poderão aumentar
significativamente, devido ao aumento da geração baseado em usinas térmicas, o que poderá dificultar
o cumprimento pelo país de possíveis metas de emissão acordadas em fóruns internacionais sobre a
mudança do clima.
7.3.1 EVOLUÇÃO DA CAPACIDADE INSTALADA
A cada ano, serão necessários aproximadamente 6,9 GW para atender a demanda de energia neste
Cenário Agressivo. Dessa forma, a capacidade instalada no país terá de aumentar de 106,6 GW para
175,2 GW, uma expansão de 64%. As UHEs diminuirão significativamente sua participação de 71%,
em 2010, para 50%, em 2020.
73
Sistema Elétrico Brasileiro | Expansão Hidrotérmica
Por outro lado, ocorrerá uma forte expansão da capacidade instalada em usinas térmicas de 18% em
2010 para 32% em 2020, a maior entre os cenários apresentados. Nesse cenário, as hidroelétricas
apresentarão uma expansão menor, de 17%, sendo adicionados 17,6 GW, notadamente a fio d’água,
diante das maiores restrições ambientais, com destaque para as UHEs Santo Antônio (início de
operação em 2012), Jirau (2013) e Belo Monte (2015).
Nesse cenário, não ocorrerão novos grandes empreendimentos na Amazônia além dos iniciados,
tendo em vista uma maior dificuldade de viabilização econômica e ambiental dos projetos. Para suprir
essa lacuna no suprimento, deverão ser adicionadas mais usinas térmicas e o ritmo de expansão das
eólicas será maior.
As térmicas convencionais apresentarão uma expansão de 196%, adicionando 36,8 GW,
principalmente de usinas a gás natural com 16,6 GW e a óleo combustível com 11,3 GW. Com relação
à energia nuclear, no Cenário Agressivo, além da conclusão da usina termonuclear de Angra III, em
2015, adicionando 1,4 GW, poderá ocorrer a instalação de outra central nuclear no Nordeste, em 2020,
que adicionará 1,2 GW, aumentando a capacidade instalada em 140% no período. A usina daria
prosseguimento ao programa nuclear brasileiro mesmo após o acidente na central de Fukushima, no
Japão. Dessa forma, a energia nuclear aumentaria sua participação de 2% para 3% da capacidade
instalada no Brasil.
A energia eólica apresentará forte expansão de 1.633%, adicionando 15,1 GW ao parque gerador,
aumentando sua participação de 1%, em 2010, para 9% da capacidade instalada do país, em 2020.
Considerando os custos unitários de investimento apresentados na Tabela 8, o custo total de
investimento em adição de capacidade instalada no Cenário Agressivo, entre 2010 e 2020, seria de R$
135,9 bilhões, o menor entre os cenários considerados devido à menor construção de usinas
hidroelétricas que possuem custo de investimento maior do que as usinas térmicas.
7.3.2 GERAÇÃO DE ENERGIA
Neste cenário, a geração aumentará 63%, de 489 TWh, em 2010, para 799TWh, em 2020, para
atender a demanda. A fonte hidroelétrica diminuirá significativamente sua participação na geração no
SIN de 82,8%, em 2010 para 57,7%, em 2020. Por outro lado, a participação das UTEs convencionais
quase triplica, de 13,9% em 2010 para 33,6%, em 2020, acentuando a entrada das térmicas no SIN.
As usinas termonucleares teriam participação de aproximadamente 4,2% na geração total, em 2020, e
as eólicas aumentarão a participação na geração de 0,4% para 4,4%. O Gráfico 15 apresenta a
participação das fontes na geração de energia elétrica no Cenário Agressivo.
74
Centro Brasileiro de Infraestrutura
Gráfico 15 – Geração de Energia Elétrica no Cenário Agressivo em 2020
799 TWh
4,2%
4,4%
33,6%
57,7%
Hidro
Térmica
Nuclear
Eólica
Fonte: CBIE (2011)
Para atender a demanda de energia do Cenário Agressivo em que a expansão hidroelétrica é modesta,
o despacho das usinas térmicas será maior do que o verificado nos demais cenários. Para isso, será
necessário elevar o nível médio de operação das usinas térmicas a gás natural a partir de 2011,
operando próximo da capacidade máxima dessas usinas. A forte expansão na capacidade instalada de
térmicas a gás natural aumenta a disponibilidade de geração, evitando um aumento do acionamento
de mais térmicas a óleo combustível. Entretanto, diferentemente do Cenário Provável, no Cenário
Agressivo, são construídas novas térmicas a óleo combustível que necessitam manter níveis mínimos
de operação, o que contribui para a expansão da geração a óleo diesel.
A entrada em operação de uma central nuclear no Nordeste, em 2020, irá aumenta a oferta de energia
na base do sistema, diminuindo a necessidade de acionamento de outras térmicas convencionais.
75
Sistema Elétrico Brasileiro | Expansão Hidrotérmica
7.4 RESUMO DOS CENÁRIOS
A Tabela 9 apresenta a capacidade instalada total do parque de geração em cada cenário
apresentado.
Tabela 9 – Capacidade Instalada Total
Atual
Provável Conservador Agressivo
Fonte
2010
2020
2020
2020
Hidro
75.468
100.033
115.435
88.120
Urânio
2.007
3.412
3.412
4.812
Gás Natural
10.366
23.947
15.223
26.999
Carvão
1.594
8.515
6.895
7.455
Óleo Combustível
4.053
6.948
6.629
15.398
PCH
3.657
5.236
5.472
4.864
Biomassa
2.706
5.045
4.247
5.644
Eólica
927
12.697
11.125
16.065
Importação Itaipu
5.850
5.850
5.850
5.850
Total
106.628
171.683
174.287
175.207
Fonte: CBIE (2011); MME (2011)
A Tabela 10 apresenta a expansão de cada fonte na capacidade instalada em cada cenário
apresentado.
Tabela 10– Expansão da Capacidade Instalada
Provável Conservador Agressivo
Fonte
2020
2020
2020
Hidro
33%
53%
17%
Urânio
70%
70%
140%
Gás Natural
131%
47%
160%
Carvão
434%
333%
368%
Óleo Combustível
71%
64%
280%
PCH
43%
50%
33%
Biomassa
86%
57%
109%
Eólica
1270%
1100%
1633%
Total
61%
63%
64%
Fonte: CBIE (2011)
A Tabela 11 apresenta a geração de energia elétrica de cada fonte para cada cenário apresentado.
Tabela 11– Geração de Energia Elétrica
Atual
Provável Conservador Agressivo
Fonte
2010
2020
2020
2020
Hidro
350
456
506
401
Urânio
14
24
24
34
Gás Natural
36
132
93
163
Carvão
11
55
49
48
Óleo Combustível
9
16
18
29
PCH
16
23
24
21
Biomassa
12
27
22
28
Eólica
2
28
24
35
Importação Itaipu
38
38
38
38
Total Oferta
489
799
799
799
Fonte: CBIE (2011); MME (2011)
76
Centro Brasileiro de Infraestrutura
A Tabela 12 apresenta a expansão da geração de cada fonte em cada cenário apresentado.
Tabela 12 – Expansão da Geração de cada Fonte
Fonte
Provável
Conservador
Agressivo
2020
2020
2020
Hidro
Urânio
Gás Natural
Carvão
Óleo Combustível
PCH
Biomassa
Eólica
Fonte: CBIE (2011)
30%
70%
264%
394%
78%
43%
124%
1292%
44%
70%
157%
338%
103%
50%
88%
1100%
15%
140%
349%
333%
227%
33%
138%
1633%
A Tabela 13 e a Tabela 14 apresentam informações sobre a geração da oferta hídrica, térmica
convencional, nuclear e eólica em cada cenário apresentado e que são úteis para identificar tendências
comuns a todos cenários.
Tabela 13– Resumo Geração no Sistema Hidrotérmico
Fonte
Oferta Total (TWh)
Hidro
Termicas
Nuclear
Eólicas
Atual
Provável Conservador Agressivo
2010
2020
2020
2020
490
799
799
799
82,8%
64,7%
71,1%
57,7%
13,9%
28,8%
22,9%
33,6%
2,9%
3,0%
3,0%
4,2%
0,4%
3,5%
3,0%
4,4%
Fonte: CBIE (2011); MME (2011)
Tabela 14 – Resumo Expansão da Geração no Sistema Hidrotérmico
Atual
Fonte
2010
Hidro
405
Nuclear
14
Térmica Convencional
68
Eólica
2
Total
489
Fonte: CBIE (2011); MME (2011)
Provável
2020
517
24
230
28
799
Expansão
20/10
28%
70%
237%
1292%
63%
Conservador
2020
568
24
183
24
799
Expansão
20/10
40%
70%
168%
1100%
63%
Agressivo
2020
461
34
269
35
799
Expansão
20/10
14%
140%
294%
1633%
63%
77
Sistema Elétrico Brasileiro | Expansão Hidrotérmica
7.5 INVESTIMENTOS NECESSÁRIOS
Em resumo, a Tabela 15 apresenta a capacidade instalada adicional em cada cenário analisado.
Tabela 15 – Capacidade Instalada Adicional
Fonte
Hidro
Urânio
Gás Natural
Carvão
Óleo Combustível
PCH
Biomassa
Eólica
Total
Provável
24.565
1.405
13.581
6.921
2.895
1.579
2.339
11.770
65.055
Conservador Agressivo
39.967
1.405
4.857
5.301
2.576
1.815
1.541
10.198
67.659
12.652
2.805
16.633
5.861
11.345
1.207
2.938
15.138
68.579
Fonte: CBIE (2011)
A Tabela 16 apresenta o volume dos investimentos necessários para a expansão da capacidade
instalada em cada cenário, considerando os dados de custos de investimento em diferentes centrais
apresentados na Tabela 8.
Tabela 16– Investimentos para Expansão da Capacidade Instalada
Provável
Conservador
Agressivo
R$ (Bilhões) Participação R$ (Bilhões) Participação R$ (Bilhões) Participação
Hidroelétricas
74,3
50%
118,3
69%
39,6
29%
Térmicas Convencionais
41,2
28%
24,3
14%
47,4
35%
Eólicas
24,0
16%
20,8
12%
30,9
23%
Térmicas Nucleares
9,0
6%
9,0
5%
18,0
13%
Total
148,5
100%
172,4
100%
135,9
100%
Fonte
Fonte: CBIE (2011)
No Cenário Provável, 50% dos investimentos são para a construção de UHEs que demandarão R$
74,3 bilhões. As usinas térmicas convencionais demandarão R$ 41,2 bilhões, correspondentes a 28%
da necessidade total de investimento. Serão necessários investimentos de R$ 24 bilhões e R$ 9
bilhões para expandir a capacidade instalada nas usinas eólicas e termonucleares, respectivamente.
No Cenário Conservador, 69% dos investimentos são para a construção de UHEs que demandarão R$
118,3 bilhões. As usinas eólicas demandarão R$ 20,8 bilhões, correspondentes a 12% da necessidade
total de investimento. Para expandir a capacidade instalada em usinas térmicas convencionais e
termonucleares, serão necessários investimentos de R$ 24,3 bilhões e R$ 9 bilhões, respectivamente.
No Cenário Agressivo, os investimentos em hidroelétricas e térmicas convencionais são bastante
próximos, atingindo no caso das hidroelétricas, R$ 39,6 bilhões, ou seja, 29% da necessidade total de
investimento, enquanto que, no caso das térmicas convencionais, R$ 47,4 bilhões, ou 35% da
necessidade total de investimento. Para expandir a capacidade instalada em usinas eólicas e
termonucleares, serão necessários investimentos de R$ 30,9 bilhões e R$ 18 bilhões,
respectivamente.
78
Centro Brasileiro de Infraestrutura
7.6 RECEITA DA GERAÇÃO
A Receita da Geração é a arrecadação com a venda da energia gerada por todas as fontes entre os
anos de 2010 e 2020. O cálculo da receita da geração considera a geração de energia das usinas
hidroelétricas, térmicas, eólicas, termonucleares, bem como o preço médio de venda nos leilões de
energia nova. Os preços considerados foram baseados nos leilões de energia nova realizados pelo
governo federal após 2003 e que são apresentados na Tabela 17.
Tabela 17– Preço Médio de Venda da Energia nos Leilões de Energia Nova
Usina
Hidroelétrica
R$/kW
88
Térmicas Nucleares
160
Térmicas Gás Natural
133
Térmicas Carvão
129
Térmicas Óleo Combustível
138
PCH
143
Térmicas Biomassa
93
Eólica
139
Nota: Preços médios de venda baseado em
fatores de despacho, nos custos de construção,
de combustível e de operação e manutenção ao
longo da vida útil das centrais. Preços sem
tributos e encargos.
Fonte: EPE (2011) e CBIE (2011)
Ao observar a geração de energia elétrica total no país em cada cenário, excluindo-se a importação de
Itaipu, a receita da geração será de:

Cenário Provável - R$ 684,0 bilhões;

Cenário Conservador - R$ 675,8 bilhões;

Cenário Agressivo - R$ 693,0 bilhões.
Ressalta-se que nesses valores consideramos apenas o total referente à parcela da geração, ou seja,
não incluem as parcelas da transmissão, distribuição, impostos e encargos, não possuindo relação
alguma com o custo de investimento apresentado para cada cenário.
7.7 RESULTADOS DOS CENÁRIOS
O Relatório apresenta o crescimento de cada fonte na matriz energética brasileira, com variações entre
a disposição de cenários, considerado as premissas assumidas para cada um deles.
Conforme exposto anteriormente, a energia Hidroelétrica continuará com presença marcante na matriz
energética brasileira, sendo a fonte dominante na geração de energia. A maior participação da
Hidroeletricidade na matriz limpa deve-se, principalmente, ao elevado potencial hídrico e pelos
menores custos médios nos leilões de energia nova.
Apesar disso, deve-se ressaltar que as UHEs estão mudando a capacidade de armazenamento da
água, sendo que a grande maioria das usinas viabilizadas recentemente opera a fio d´água, não
permitindo, portanto, armazenar água, fato que diminui a segurança no suprimento e perda de
79
Sistema Elétrico Brasileiro | Expansão Hidrotérmica
regularização. Há de ponderar-se ainda que a maior parte do potencial remanescente localiza-se na
região norte do país, distante dos centros de consumo, impondo maiores custos de transmissão da
energia e de mitigação de impactos ambientais.
Dessa forma, para aumentar a segurança no suprimento de energia elétrica, as térmicas, as eólicas e
a biomassa aumentarão sua participação nos três cenários, modificando a matriz energética brasileira.
Sendo a escolha das fontes dependente, principalmente, de condições econômicas, incentivos e
investimento.
O gás natural aumentará sua participação na geração devido às grandes descobertas de reservas,
tanto na Camada Pré Sal como em outros campos de gás natural (Bacia terrestre do Parnaíba e Bacia
de São Francisco) e pelo início da produção comercial de gás natural não associado no Campo de
Mexilhão no Pós-Sal, da Bacia de Santos. Além disso, o Brasil diversificou as importações do
combustível, que antes eram feitas somente da Bolívia, contando ainda com a utilização de três
terminais de regaseificação: Pecém (CE), Baía de Guanabara (RJ) e um na Bahia, o que aumenta a
oferta do hidrocarboneto e propicia um ambiente seguro para o suprimento das UTEs.
O carvão mineral tem espaço para crescer devido às grandes quantidades de reservas, principalmente
no sul do país, e pela evolução das tecnologias de remoção de impurezas. As novas tecnologias
limpas de carvão e de combustão eficiente proporcionam elevados índices de aproveitamento do
recurso para a geração de energia elétrica. Além de contar com elevada quantidade de reservas no
Brasil, existe ainda a possibilidade de importar carvão de outros países, como da Colômbia,
assegurando o fornecimento desse combustível.
O óleo combustível apresenta expansão moderada, principalmente por ser caro e poluente, com
exceção do cenário agressivo no qual o combustível tem uma participação maior. Nesse cenário,
consideramos que as térmicas precisarão despachar grande quantidade de energia.
A Biomassa tem características que permitem sua expansão, como a complementaridade com a
hidroeletricidade, gerando energia nos meses mais secos do ano no Sudeste, e a proximidade com os
centros de consumo e importantes benefícios ambientais, sociais e econômicos.
O elevado potencial de geração eólica no país, principalmente na região Nordeste, e o menor impacto
ambiental favorecerá a expansão da fonte na geração de energia. Além disso, a fonte tem reduzido
seu preço médio nos leilões de energia nova, devido principalmente à chegada de grandes fabricantes
de equipamentos eólicos. Um importante aspecto a ser considerado é a complementaridade com as
hidroelétricas, sendo os ventos mais fortes e constantes quando os reservatórios estão com níveis
mais baixos, principalmente no nordeste do país. Ademais, a tecnologia de geração eólica sofreu
grande evolução, podendo os sistemas eólicos fabricados captar o vento a até 100 metros de solo. No
entanto, é necessária cautela na contratação da energia eólica, tendo em vista os riscos de geração,
como a baixa energia assegurada, e devido à ausência de um histórico na geração de energia por
essa fonte.
80
Centro Brasileiro de Infraestrutura
A energia nuclear terá crescimento moderado nos cenários, devido ao acidente ocorrido na Usina
Nuclear de Fukushima, no Japão, aumentando a preocupação do uso da fonte para a geração de
energia e levando a reavaliação do programa nuclear brasileiro. Apesar disso, o Brasil possui um dos
maiores potenciais de reservas de urânio do mundo, o que garante o suprimento das Usinas Nucleares
no país. Ademais, o país ainda detém o domínio tecnológico do processo, garantindo a
autossuficiência no setor, o que permite maior oferta de energia por essa fonte.
Entre os cenários, considerados é possível identificar características comuns, como a necessidade
crescente do despacho das usinas térmicas convencionais, notadamente a gás natural, para atender a
demanda de energia elétrica no país. A intensidade da necessidade de despacho varia bastante entre
os cenários, sendo que a expansão da capacidade instalada térmica a gás natural no Cenário Provável
impede o maior acionamento de outras térmicas. No Cenário Agressivo, esse fato também ocorre, mas
é considerada uma forte expansão na capacidade instalada de térmicas a óleo combustível e a carvão,
que operam a níveis mínimos de inflexibilidade, o que acarreta um aumento na geração dessas usinas.
Além disso, em todos os cenários a taxa de expansão anual da geração térmica convencional supera o
crescimento da geração hidroelétrica, acentuando a mudança no sistema elétrico brasileiro com a
maior presença de térmicas para atender a demanda nos próximos anos. Diante da crescente
resistência da sociedade, em relação às grandes UHEs na Amazônia, caberá às térmicas firmar
energia no SIN. Sem a existência de novas UTEs convencionais, a segurança no suprimento de
energia estará comprometida. Sendo que o risco maior de um apagão encontra-se no Cenário
Conservador em que a construção de térmicas é evitada e há uma maior exigência de geração
hidroelétrica.
Em todos os cenários, a entrada de usinas térmicas a gás natural se mostrou fundamental para
aumentar a confiabilidade do suprimento de energia. Seja na base do sistema com usinas de ciclo
combinado ou na ponta com usinas de ciclo aberto, diante do forte crescimento da demanda previsto
para os próximos anos e ao fato de que não é possível assegurar o suprimento somente com a
geração por meio de fontes renováveis.
Outro aspecto que se destaca é a expansão da geração eólica no SIN. Em todos os cenários
considerados, esse recurso será a fonte de energia com maior crescimento, expandindo pelo menos
1.100% no Cenário Conservador. Entretanto, as usinas eólicas operam pouco devido à intermitência
dos ventos, sendo utilizada como energia de reserva.
Os cenários indicam que, para atender a demanda de energia do país nos próximos anos, será
imprescindível a expansão do aproveitamento do potencial hidroelétrico do país. As condições
apresentadas no Cenário Provável para expansão da capacidade instalada são as mais desejáveis
para o equilíbrio da geração hidroelétrica, térmica convencional, térmica nuclear e eólica no sistema
elétrico. Afinal, se de um lado, não seria necessário destinar tantos investimentos para a construção de
usinas hidroelétricas; de outro, seria elevado o custo da energia para a sociedade, uma vez que a
geração termoelétrica possui custos maiores.
81
Sistema Elétrico Brasileiro | Expansão Hidrotérmica
8. CONCLUSÕES
A eficiência no setor elétrico brasileiro com características hidrotérmicas somente será alcançada por
meio de instituições sólidas, que atuam em ambiente regulatório estável e que não sofram demasiada
ingerência política. Os novos procedimentos de operação e comercialização de energia elétrica no
sistema interligado devem ser elaborados, buscando um consenso que atenda aos interesses do
consumidor final, de modicidade tarifária com serviço de qualidade, dos agentes setoriais públicos e
privados, de remuneração justa, e do governo federal, de garantir o suprimento energético. A
interconexão elétrica com países vizinhos deve ocorrer de forma transparente sem grandes
interferências políticas e ter seus contratos respeitados, não penalizando o consumidor brasileiro.
Entretanto, implantou-se, no país, um clima desfavorável ao licenciamento de UHEs mantido por meio
de um eficiente trabalho de comunicação realizado por Organizações Não Governamentais (ONGs)
ambientalistas, indigenistas, celebridades internacionais e por determinados movimentos sociais, tais
como o Movimento dos Atingidos por Barragens (MAB). Os protestos têm sido extremamente eficientes
para mobilizar a imprensa e a opinião pública em torno de uma causa ambiental específica, contra a
construção de UHEs dotadas de reservatório d’água. Adicionalmente, o aumento dos custos com
medidas de mitigação de impactos socioambientais causados por grandes empreendimentos
hidroelétricos no Brasil, dificilmente permitirá o aproveitamento da maior parte do potencial
remanescente. Como grande parte do potencial remanescente de aproveitamentos hidroelétricos se
encontra nas regiões Norte e Centro-Oeste, distantes dos grandes centros de consumo, esse
investimento exigirá quantias vultosas em sistemas de transmissão, bem como em áreas de
preservação ambiental, requerendo elevados custos em obras de compensação ou mitigação
ambiental.
O aumento da produção nacional de gás natural propicia um ambiente seguro para o suprimento de
futuras UTEs, principalmente a gás natural, permitindo a maior inserção destas usinas no SIN, através
da oferta a preços competitivos desse importante insumo energético. A bioeletricidade, por sua vez,
vinculada à produção de etanol e açúcar tem condições excepcionais para representar papel
estratégico na expansão do sistema elétrico nacional. Isso por ser complementar à hidroeletricidade e
por permitir a distribuição próxima aos centros de consumo, além de importantes benefícios
ambientais, sociais e econômicos.
Apesar de toda a propaganda governamental sobre os novos investimentos em geração eólica no país,
a expansão já começa a apresentar problemas e a conexão de empreendimentos ao sistema preocupa
o governo. Cerca de um terço dos empreendimentos eólicos com outorga de concessão autorizada
está com o cronograma oficialmente atrasado, segundo relatório de fiscalização da Aneel. São ao todo
1.676 MW atrasados, sendo 680 MW de parques que tiveram a energia vendida no primeiro leilão de
eólicas realizado em 2009 e que começam a ser pagos pelo consumidor no próximo ano.
Com a maior interligação entre as regiões, proporcionada pela expansão das linhas de transmissão, as
restrições para envio de energia no SIN tendem a diminuir, aumentando a segurança energética e
uniformizando o custo da energia no grid. Essa alteração nas características do sistema tende a
82
Centro Brasileiro de Infraestrutura
diminuir a diferença entre os preços da energia no país, beneficiando os agentes do setor localizados
em diferentes sub-mercados regionais, que realizam contratos de compra e venda de energia. Como
se trata de obras de elevada complexidade, com longas linhas de transmissão que vão cruzar áreas de
densa vegetação e rios caudalosos, pode ocorrer um atraso considerável na entrada em operação
comercial de tais interligações energéticas.
Por outro lado a integração energética com países da América do Sul exige parcimônia. Embora, no
sentido técnico, a interconexão elétrica da região faça sentido, em que pese à existência de barreiras
físicas, como os Andes e a Floresta Amazônica, do ponto de vista geopolítico pode acarretar riscos ao
setor elétrico brasileiro, caso os contratos não sejam respeitados. Portanto, há de estabelecer-se um
Tratado entre países de modo a tornar os acordos comerciais e regulatórios envolvidos mais sólidos.
A elevada carga tributária sobre a energia elétrica no Brasil é o principal motivo para os elevados
preços da energia ao consumidor final. Em 2008, estudo divulgado pelo Instituto Acende Brasil em
parceria com a consultoria Price Water House Coopers indicou que, naquele ano, a carga consolidada
de tributos e encargos do setor atingiu 45,08%. A desoneração tributária no setor elétrico construiria
um sistema mais racional e socialmente justo de distribuição pela essencialidade da energia elétrica,
pelos profundos impactos sobre a produção e pelos profundos impactos sobre a renda da população.
O arranjo de autoprodução de energia elétrica permite ao Consumidor Industrial auferir benefícios
regulatórios (encargos) que podem chegar a cerca de R$ 60/MWh.
O governo possui um instrumento de modicidade tarifária ímpar, que pode permitir a redução de
despesas com encargos setoriais por meio da cobrança, por exemplo, de maior valor de Uso de Bem
Público (UBP), e seu consequente abatimento nos encargos setoriais custeados pelos consumidores
cativos e livres. O UBP é uma saída para a modicidade tarifária, justamente por permitir que a receita
seja destinada à redução tributária. Outra possibilidade seria onerar os concessionários que tiverem
concessões prorrogadas, o que vai exigir alteração em leis, por meio da criação de um “encargo bom”,
a ser deduzido dos preços dos leilões de energia de que participe o empreendimento de geração.
Qualquer que seja a solução adotada é importante que não ocorra a modificação do referencial de
preços do mercado de energia elétrica por conta de uma decisão tomada pelo Governo ou pelo
Congresso Nacional.
Portanto, o fim das concessões pode ser uma grande oportunidade de diminuir o custo da energia para
o usuário final, contribuindo para reduzir a conta de luz das famílias brasileiras e baratear os custos
para a indústria. As recentes mudanças na matriz de geração de energia elétrica brasileira têm
consequências ambientais que precisam ser examinadas e cotejadas com aquelas causadas pelo
quadro pré-2005, no qual preponderavam as fontes hidroelétricas. As ameaças identificadas ao meio
ambiente são de naturezas diversificadas, mas vêm tomando dimensões cada vez maiores como a
preocupação com a emissão dos gases de efeito estufa (GEE).
A diversificação da matriz elétrica brasileira deve ser empreendida com muita cautela, evitando-se
adotar modelos de países desenvolvidos que apresentam matrizes energéticas com características
83
Sistema Elétrico Brasileiro | Expansão Hidrotérmica
bastante distintas da nossa. Ao contrário do que ocorre nesses países, a capacidade de geração
brasileira precisa crescer a passos monumentais. Enquanto o nosso consumo de energia elétrica deve
aumentar mais do que 5% ao ano, a taxa européia é da ordem de 2%.
Esse baixo ritmo de crescimento possibilita os europeus construírem usinas solares e eólicas para
substituir usinas termoelétricas e nucleares cuja operação aproxima-se do final da vida útil. Em muitos
casos, a retirada dessas usinas tem sido acordada pelos países da Comunidade Econômica Européia,
pois devido à geografia do continente, a poluição das termoelétricas ou o risco de acidentes nucleares
são problemas que envolvem todos os países e não apenas os países onde se situam essas usinas.
Além disso, os programas de energia renovável nos países desenvolvidos têm por detrás grandes
volumes de subsídios ou a obrigatoriedade de compra de energia destas fontes por parte dos
distribuidores. Em ambos os casos, isso tem levado a aumentos significativos nas tarifas pagas pelos
consumidores ou nos impostos pagos pela sociedade.
Apesar de investir bastante em programas de energias alternativas, os países europeus, se
comparados ao Brasil, ainda estão engatinhando no uso de fontes renováveis. Na Alemanha, país
sempre citado como exemplo do uso de fontes renováveis, apenas 10% da energia elétrica é
produzida por essas fontes, aí incluída as hidroelétricas. Enquanto isso, no Brasil, as usinas
hidroelétricas e o bagaço de cana, este último ainda subutilizado, produziram mais de 90% da
eletricidade gerada no país sem usufruírem de qualquer subsídio.
A diversificação do parque gerador brasileiro passa por uma participação maior de usinas
termoelétricas, não a óleo combustível e diesel, mas a bagaço de cana, carvão mineral e nuclear. A
geração a bagaço de cana começa a tornar-se realidade no país, a partir do momento em que o
governo passou a compreender as especificidades do setor sucroalcooleiro. Estima-se que, com o
aproveitamento eficiente do bagaço na geração de energia elétrica, o setor sucroalcooleiro apresenta
um potencial de 9 mil MW.
No entanto, é no uso da geração a carvão e nuclear que o país precisa recuperar o tempo perdido.
Essas usinas têm como grande vantagem operarem na base da curva de carga do sistema elétrico,
assim como as hidroelétricas. A tecnologia das usinas a carvão sofreu grandes avanços desde os anos
70, quando o seu uso na geração de energia cresceu significativamente em substituição aos derivados
do petróleo. A associação da geração a carvão à emissão de fuligem, à chuva ácida e aos danos à
saúde é hoje mais mito do que realidade. As usinas atuais, com caldeiras convencionais ou sistemas
de
leito
fluidizado,
empregam
tecnologias
que
filtram
os
gases
de
exaustão, eliminam
substancialmente o enxofre dos efluentes e minimizam a formação e a emissão de óxidos de
nitrogênio. Com isso, o seu nível de emissão é comparável ao das termoelétricas a gás natural.
84
Centro Brasileiro de Infraestrutura
9. AÇÕES RECOMENDADAS
9.1 PLANEJAMENTO
A seguir são listadas algumas ações que precisam ser executadas no âmbito do planejamento
energético do país:

A geração hidroelétrica continuará sendo a melhor opção para a expansão do parque gerador
do país, devido aos custos e impactos ambientais reduzidos, muito embora o potencial
remanescente de aproveitamentos hidroelétricos se encontre nas regiões Norte e CentroOeste e as restrições ambientais imponham a construção de menores reservatórios;

O planejamento para construção de novas UTEs convencionais para a expansão da oferta de
energia elétrica. Deve ser executado para firmar a energia das hidroelétricas e aproveitar
reservas energéticas do país, como é o caso do carvão;

Devido à grande disponibilidade futura de gás natural no país, é preciso considerar a
viabilidade de introduzir UTEs ciclo combinado a gás natural na base do sistema elétrico;

Para o planejamento da expansão, deve ser considerada, a geração e a transmissão de forma
conjunta, devendo ser alocado aos projetos individuais o custo marginal de transmissão de
cada um;

Deve ser levada em consideração, a busca por um equilíbrio entre as diversas fontes na
geração de energia, a fim de aproveitar as particularidades que cada uma fornece, como a
complementariedade com a hidroeletricidade, no caso da biomassa e da energia eólica;

Sinalizar nos leilões atuais de energia, as vantagens econômicas da confiabilidade em firmar
energia das Hidroelétricas com reservatórios de acumulação e das térmicas na base quando
competem com fontes eólicas, biomassa, hidroelétricas a fio d’água e térmicas flexíveis;

Deve ser feito um levantamento das plantas que entrarão em operação, a fim de não
considerar o atendimento da geração futura por empreendimentos que sabidamente não
entrarão em operação ou subestimar os atrasos vigentes;

Novas usinas na Argentina, Bolívia e Peru, poderão contribuir para expansão da oferta de
energia no sistema elétrico, mas seus contratos não são totalmente confiáveis, devido a
instabilidade política nos países vizinhos, como ocorreu na renegociação do tratado de Itaipu
em abril de 2010 e que penalizou o contribuinte brasileiro;

A expansão da energia nuclear no Brasil deverá considerar o novo cenário para esta fonte de
energia após o acidente em Fukushima no Japão, sendo necessária a revisão dos atuais
sistemas de segurança das usinas de Angra de forma a assegurar maior confiabilidade ao
programa de energia nuclear brasileiro;

As regras do novo modelo do setor elétrico devem ser reestruturadas de forma a penalizar os
empreendedores que não cumprirem seus contratos e inibir a entrada destes agentes;
85
Sistema Elétrico Brasileiro | Expansão Hidrotérmica

Deve ser elaborado um plano que objetive o aproveitamento das energias renováveis como a
biomassa, a eólica e a solar no país, criando mecanismos para a redução dos custos destas
energias;

Deve ser considerada a possibilidade da realização de leilões de energia específicos para cada
fonte, sem a concorrência entre fontes em um mesmo leilão e a realização de leilões regionais,
de forma a considerar as especificidades dos geradores localizados nas diferentes regiões do
país.
9.2 MEIO AMBIENTE
A seguir, são listadas algumas ações que precisam ser executadas no âmbito da questão ambiental do
setor elétrico:

É preciso estabelecer um debate entre especialistas do setor elétrico, acadêmicos e sociedade
no que se refere ao tipo de construção das UHEs que serão construídas no país. As Usinas a
fio d’água apresentam impactos ambientais menores, pois a área alagada por essas usinas é
menor, mas, em contrapartida, firmam pouca energia no sistema, requerendo a construção de
usinas térmicas para tal. Usinas com reservatórios maiores têm capacidade para firmar energia
não requerendo novas usinas térmicas.
A perda de a capacidade de regularização das UHEs precisar ser compreendida e debatida entre
os membros da sociedade, para analisar se a mudança no reservatório de acumulação das Usinas
deve ser considerada somente em função dos impactos ambientais, sem levar em consideração os
custos e a perda da capacidade de firmar energia do SIN.

Esse debate está intrinsecamente relacionado ao aumento das emissões de gases e ao efeito
estufa pelo setor elétrico brasileiro, questão que ganhará cada vez mais importância diante do
compromisso do país de reduzir suas emissões de gases causadores da mudança climática;

Criar uma metodologia que analise e quantifique, além de estabelecer medida compensatória
para resgate do quantitativo de carbono equivalente emitido para a atmosfera durante as obras
de construção civis para implantação da usina e também durante a operação pelo reservatório;

Revisão da legislação ambiental vigente: a atual legislação ambiental brasileira tem conduzido
à internalização, pelas concessionárias de energia elétrica, de parte dos custos ambientais de
seus empreendimentos por meio da adoção de programas ambientais destinados à mitigação,
à compensação ou monitoramento dos impactos. Ao mesmo tempo, em que tornam os
projetos do setor mais adequados, em termos socioambientais, esses programas introduzem
aos aspectos ambientais demandas de cunho sócio-político no planejamento setorial. Logo,
sob a justificativa de conciliar a sustentabilidade do projeto com os aspectos regionais, o
processo de licenciamento ambiental traz como consequência a elevação dos custos desde a
implantação e a operação até os reflexos na tarifa de comercialização da energia.
86
Centro Brasileiro de Infraestrutura
A incerteza do processo tende a enfraquecer o setor elétrico, visto a imprevisibilidade de
novas condicionantes após emissão da licença prévia e definição de preço de venda de
energia em leilão. Além disso, o planejamento setorial atual não assimila o aumento na
incerteza em função dos novos fatores intervenientes à questão estritamente ambiental, seja
física ou biótica. Dependendo do projeto e de sua localização, aspectos como: características
do meio socioeconômico, desenvolvimento regional e percepção social quanto ao valor
intrínseco dos aspectos culturais são fundamentais na priorização do empreendimento dentro
do plano de obras do setor, ou seja, requer desde a fase de planejamento e inventário da bacia
à interface com os demais órgãos reguladores, dentre eles: IBAMA e FUNAI;

É necessário identificar melhor os impactos ambientais da energia eólica no país, para impedir
que se instale aero geradores nas de rotas de aves migratórias pelo país;

As UTEs a biomassa poderão contribuir muito para a expansão da oferta de energia no
sistema elétrico, devido à grande produção de bagaço de cana-de-açúcar no sudeste do país,
onde está o maior centro de carga;

Melhorar o processo de licenciamento ambiental de empreendimentos do setor elétrico, que,
atualmente é um importante gargalo. Sugestões:
o
Definir e disponibilizar Termos de Referência por tipologia, porte e potencial de impacto
dos empreendimentos;
o
Estabelecer
reuniões
entre
o
empreendedor
e
o
órgão
licenciador
para
acompanhamento do processo de licenciamento ambiental;
o
Criar um Balcão Único de licenciamento ambiental, estimulando a cooperação
interdisciplinar e interinstitucional entre os;

o
Definir as competências para o licenciamento ambiental;
o
Definir o termo “significativo impacto ambiental”;
o
Revisar o processo de licenciamento de empreendimentos de baixo impacto ambiental;
o
Revisar a composição e o funcionamento do Conama.
Os limites da Área de Preservação Permanente (APP) devem ser definidos em estudo
específico e limitados a 100 metros para áreas rurais e 30 metros para áreas urbanas,
conforme Resolução CONAMA 302/2002. O estabelecimento de um valor superior para a APP,
além de aumentar a área adquirida e a quantidade de famílias a ser remanejada, limita o
acesso ao reservatório e a fiscalização das áreas.
87
Sistema Elétrico Brasileiro | Expansão Hidrotérmica
9.3 OPERAÇÃO
A seguir são listadas algumas ações que precisam ser executadas no âmbito da operação do sistema
elétrico do país:

Reestruturar os modelos de planejamento da operação do sistema elétrico. De forma, a
contemplar também a maior importância de usinas térmicas e eólicas na matriz elétrica, uma
vez que a atual de operação foi concebida para um sistema totalmente hidroelétrico, e com
isso, uma ineficiência cada vez maior na operação do sistema elétrico;

O aumento da interligação do sistema elétrico permitirá o maior intercâmbio de energia, de
forma que ocorra uma maior otimização no aproveitamento das diferentes bacias hidrográficas
no país. Haverá, também, um maior armazenamento de energia no sistema, demandando uma
nova concepção na operação.
9.4 FINANCIAMENTO
Como exposto anteriormente, o BNDES tem importante atuação no financiamento do setor elétrico. Por
meio de prazos mais longos, juros menores, carências específicas e o uso do Project finance, têm
contribuído, de forma decisiva, para a os novos investimentos.
Apesar da facilidade concedida pelo Banco para aumentar os investimentos no setor, novas fontes de
financiamento devem ser desenvolvidas, uma vez que o BNDES não será capaz, sozinho, de financiar
todo o setor, devendo ser complementado por novos agentes financiadores.
A seguir, são listadas algumas ações que precisam ser executadas no âmbito do financiamento dos
investimentos no sistema elétrico do país:

Reestruturar os modelos de financiamentos, instituindo instrumentos de longo prazo e
apresentando a receita futura do empreendimento quando operacional como garantia;

Faz-se necessário um planejamento para a redução gradual dos benefícios concedidos à
energia eólica no país, à medida que a fonte alcance níveis de competitividade com usinas
térmicas;

A redução gradual da carga tributária do setor elétrico é necessária para diminuir os custos da
energia no país e aumentar a competitividade do setor industrial do país;

88
Permitir a participação de fundos estrangeiros na estruturação do “funding” dos projetos.
Centro Brasileiro de Infraestrutura
9.5 OUTRAS SUGESTÕES
9.5.1. PLANO DECENAL DE EXPANSÃO DE ENERGIA
As críticas ao Plano Decenal de Energia são importantes, de modo a incentivar a EPE a aceitá-las e
incorporá-las em seus estudos de planejamento. Alguns pontos considerados fundamentais:

Utilização e competitividade da geração térmica a Gás Natural (discutidos no relatório em
outros itens);

Impactos econômicos e operacionais da redução da capacidade armazenada do sistema
hidroelétrico;

Efeitos na operação eletro-energética da instalação de 11 GW de energia eólica no Sistema
Interligado Nacional – SIN e considerações relacionadas à estocasticidade do vento;

Agravamento da questão da energia de ponta com o aumento da potência instalada do país
baseada em eólicas e hidroelétricas a fio d’água;

Utilização de modelos computacionais adequados para cálculo do Custo Marginal da
Expansão – CME, explicitando-se metodologia e premissas utilizadas;

Integração entre os planos de expansão da oferta de energia elétrica e da malha de
transmissão,
possivelmente
utilizando-se
de
modelos
computacionais
robustos,
adequadamente preparados para atender um sistema interligado do porte do Sistema
Interligado Brasileiro;

Utilização de cenários de sensibilidade para a demanda e atrasos nas obras.
9.5.2. LEILÕES DE ENERGIA NOVA
Sugestões de melhoria dos Leilões de Energia Nova são muito importantes para a diminuição dos
riscos enfrentados pelos players, e para alcançar a modicidade tarifária. Consideram-se como pontos a
serem aperfeiçoados nos Leilões de Energia Nova (A-5):

O acesso tardio a informações sobre o empreendimento (topografia, hidrologia, geologia,
licença prévia e outros) deixa ao empreendedor pouco tempo para estudos complementares e
mais detalhados. Um exemplo prático foi o caso da UHE Colíder em que os estudos de
viabilidade foram disponibilizados a apenas 46 dias do Leilão, fazendo com que, à exceção
das empresas desenvolvedoras dos estudos (Eletronorte, Andrade Gutierrez e Furnas), todos
os outros interessados não tivessem tempo hábil para otimizar o projeto e buscar a modicidade
tarifária. Outro exemplo que pode ser citado foi o caso da UHE Teles Pires em que a licença
prévia (necessária para que o empreendimento fosse a Leilão) foi emitida a apenas três dias
do leilão. Contudo junto com a licença prévia estão as condicionantes definidas pelo órgão
licenciador
que
implicam
um
aumento
das
incertezas
inerentes
ao
projeto
e,
consequentemente, aumento das contingências por parte do investidor e,
89
Sistema Elétrico Brasileiro | Expansão Hidrotérmica

A definição do preço teto nos leilões de energia, que são baseados em premissas
incompatíveis com o mercado e com a regulação (orçamento, início de entrega da energia,
renovação da concessão), levando a não otimização dos valores finais possíveis para
contratação no ambiente regulado. Exemplo desse problema ocorreu no Leilão de Colíder em
que o orçamento do EVTE foi 43% superior aquele proposto pela EPE no Edital, publicado a
um mês da realização do Leilão, o que nos leva a perceber que o caminho da discussão sobre
energias renováveis ainda está no início e sem espaço para novas experimentações.
90
Centro Brasileiro de Infraestrutura
REFERÊNCIAS
ANEEL (Brasil). Atlas de Energia Elétrica do Brasil. Brasília: Aneel, 2008.
ANEEL (Brasil). Atlas de Energia Elétrica do Brasil. Brasília: Aneel, 2005.
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BATISTA, Romário de Oliveira. DEBATE SOBRE UMA SEGUNDA PRORROGAÇÃO
DECONCESSÕES NO SETOR ELÉTRICO (SEM LICITAÇÃO): Verdades, Meias‐Verdades e Pontos
para Reflexão. Brasília, 2009.
CASTRO, Nivalde J. de; BRANDÃO, Roberto. O Maior Desafio do Setor Elétrico para o Novo
Governo: vencimento das concessões. Rio de Janeiro: UFRJ, 2011.
CASTRO, Nivalde J. de; CAVALIERI, Rita; BUENO, Daniel. Reestruturação e padrão de
financiamento do Setor Elétrico Brasileiro: O papel estratégico do investimento público. Rio de
Janeiro, 2006.
VI CONFERENCIA DE PCH MERCADO E MEIO AMBIENTE. Apresentações. São Paulo, 2010.
ENERGIA DO RIO, 2011, Rio de Janeiro. O Pré-sal: Brasil como Player Global no Setor de
Petróleo. Rio de Janeiro, 2011
ENERLIVRE 2011 - II ENCONTRO DE NEGOCIOS ENTRE AGENTES DO MERCADO DE LIVRE
CONTRATAÇÃO DE ENERGIA. Base Temática. Brasília, 2011.
EPE - Empresa de Pesquisa Energética. Balanço Energético Nacional 2010: Ano base 2009. Rio de
Janeiro: EPE, 2010.
FGV PROJETOS. Efeitos do Preço da Energia no Desenvolvimento Econômico: Cenários até
2020. Rio de Janeiro, 2010.
FORUM MATRIZ HIDROTERMICA E A SEGURANÇA DO SISTEMA ELETRICO NACIONAL, 2009,
Rio de Janeiro. Apresentações. Rio de Janeiro, 2009.
INSTITUTO ACENDE BRASIL E PRICEWATERHOUSECOOPERS. Tributos e Encargos no Setor
Elétrico Brasileiro. Rio de Janeiro, 2010.
MME - Ministério Das Minas e Energia. Plano Decenal de Energia - 2011 2020: Em Consulta Publica.
Rio de Janeiro: EPE, 2011.
ONS - OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA, Relatórios diversos.
IV SEMINÁRIO BRITCHAM INTERNACIONAL DE PETRÓLEO E GÁS. Apresentações. Rio de
Janeiro, 2005.
XV SIMPOSIO JURIDICO. A QUESTÃO DO VENCIMENTO DAS CONCESSÕES: Aspectos
Jurídicos. Rio de Janeiro, 2009.
VEIGA, Mario. DESAFIOS PARA A EXPANSÃO DA GERAÇÃO TÉRMICA: Fórum Matriz
Hidrotérmica e a Segurança do Sistema Elétrico Nacional. Rio de Janeiro: PSR Consultoria, 2009.
91
Sistema Elétrico Brasileiro | Expansão Hidrotérmica
ANEXO I – PREMISSAS CENÁRIOS
Demanda de Energia Elétrica (TWh)
Setor
2010
2011
Residencial
106
111
Industrial
182
193
Comercial
69
74
Outros
59
61
Total Rede
416
439
2012
116
205
78
64
463
Demanda de Energia Elétrica (Variação %)
Setor
2011
2012
2013
Residencial
4,5
4,5
4,5
Industrial
5,1
5,1
5,1
Comercial
6,2
6,2
6,2
Outros
4,0
4,0
4,0
Total
5,0
5,0
5,0
92
2013
121
218
83
66
488
2014
4,5
5,1
6,2
4,0
5,0
2014
127
231
88
69
515
2015
133
245
94
72
544
2015
4,5
5,1
6,2
4,0
5,0
2016
139
255
99
75
569
2016
4,5
5,1
6,2
4,0
5,0
2017
145
266
105
78
594
2017
4,5
5,1
6,2
4,0
5,0
2018
151
277
112
81
621
2018
4,5
5,1
6,2
4,0
5,0
2019
158
289
119
84
650
2019
4,5
5,1
6,2
4,0
5,0
2020
165
301
126
87
679
2020
4,5
5,1
6,2
4,0
5,0
Centro Brasileiro de Infraestrutura
ANEXO II – CENÁRIO PROVÁVEL
Cenário Provável - Capacidade Instalada de Energia Elétrica (MW)
Fonte
2010
2011
2012
Hidro
75.468
77.568
78.305
Urânio
2.007
2.007
2.007
Gás Natural
10.366
10.946
11.531
Carvão
1.594
2.244
2.894
Óleo Combustível
4.053
5.780
6.291
PCH
3.657
3.723
3.723
Biomassa
2.706
3.060
3.179
Eólica
927
1.576
3.557
Importação Itaipu
5.850
5.850
5.850
Total
106.628
112.754
117.337
2013
80.304
2.007
13.252
3.594
6.748
4.085
3.355
4.624
5.850
123.820
2014
81.377
2.007
13.517
4.794
6.948
4.582
3.557
6.011
5.850
128.643
2015
84.225
3.412
14.869
5.521
6.948
4.743
3.770
7.213
5.850
136.551
2016
87.173
3.412
16.356
6.421
6.948
4.838
3.996
8.295
5.850
143.289
2017
90.224
3.412
17.992
7.321
6.948
4.934
4.236
9.539
5.850
150.456
2018
93.382
3.412
19.791
8.221
6.948
5.033
4.490
10.493
5.850
157.620
2019
96.650
3.412
21.770
8.221
6.948
5.134
4.759
11.543
5.850
164.287
2020
100.033
3.412
23.947
8.515
6.948
5.236
5.045
12.697
5.850
171.683
Cenário Provável - Adição Capacidade Instalada de Energia Elétrica (MW)
Fonte
2011
2012
2013
2014
Hidro
2.100
737
2.000
1.073
Urânio
0
0
0
0
Gás Natural
580
585
1.721
265
Carvão
650
650
700
1.200
Óleo Combustível
1.727
511
457
200
PCH
66
0
362
497
Biomassa
354
120
176
201
Eólica
649
1.981
1.067
1.387
Total
6.126
4.583
6.483
4.823
2015
2.848
1.405
1.352
727
0
160
213
1.202
7.908
2016
2.948
0
1.487
900
0
95
226
1.082
6.738
2017
3.051
0
1.636
900
0
97
240
1.244
7.167
2018
3.158
0
1.799
900
0
99
254
954
7.164
2019
3.268
0
1.979
0
0
101
269
1.049
6.667
2020
3.383
0
2.177
294
0
103
286
1.154
7.396
Total
24.565
1.405
13.581
6.921
2.895
1.579
2.339
11.770
65.055
2018
2019
2020
Total
68,9
9,0
17,3
18,8
1,5
5,4
3,6
24,0
148,5
Cenário Provável - Investimento Necessário em Adição de Capacidade Instalada de Energia Elétrica (R$ Bilhões)
Fonte
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Hidro
5,9
2,1
5,6
3,0
8,0
8,3
8,6
Urânio
0,0
0,0
0,0
0,0
9,0
0,0
0,0
Gás Natural
0,7
0,7
2,2
0,3
1,7
1,9
2,1
Carvão
1,8
1,8
1,9
3,3
2,0
2,4
2,4
Óleo Combustível
0,9
0,3
0,2
0,1
0,0
0,0
0,0
PCH
0,2
0,0
1,2
1,7
0,5
0,3
0,3
Biomassa
0,5
0,2
0,3
0,3
0,3
0,3
0,4
Eólica
1,3
4,0
2,2
2,8
2,5
2,2
2,5
Total (R$ bilhões)
11,4
9,1
13,6
11,5
24,0
15,5
16,3
Variação % Capacidade Instalada
Fonte
2011
Hidro
Urânio
Gás Natural
Carvão
Óleo Combustível
PCH
Biomassa
Eólica
Geração de Energia (TWh)
Fonte
Hidro
Urânio
Gás Natural
Carvão
Óleo Combustível
PCH
Biomassa
Eólica
Importação Itaipu
Total Oferta
2010
350
14
36
11
9
16
12
2
38
489
2,8
0
6
41
43
2
13
70
2012
0,9
0
5
29
9
0
4
126
2011
360
14
42
16
13
16
13
3
38
516
2013
2,6
0
15
24
7
10
6
30
2012
364
14
57
20
14
16
14
8
38
545
Arrecadação com a venda da energia gerada (R$ Bilhões)
Fonte
2010
2011
2012
Hidro
30,8
31,7
32,0
Urânio
2,3
2,3
2,3
Gás Natural
4,8
5,6
7,5
Carvão
1,4
2,0
2,6
Óleo Combustível
1,2
1,7
1,9
PCH
2,3
2,3
2,3
Biomassa
1,1
1,2
1,3
Eólica
0,3
0,5
1,1
Total (R$ bilhões)
44,3
47,4
51,0
2014
2015
1,3
0
2
33
3
12
6
30
2013
2016
3,5
70
10
15
0
4
6
20
8,9
0,0
2,3
2,4
0,0
0,3
0,4
1,9
16,3
2017
3,5
0
10
16
0
2
6
15
9,2
0,0
2,5
0,0
0,0
0,3
0,4
2,1
14,6
2018
3,5
0
10
14
0
2
6
15
9,5
0,0
2,8
0,8
0,0
0,3
0,4
2,4
16,2
2019
3,5
0
10
12
0
2
6
10
2020
3,5
0
10
0
0
2
6
10
3,5
0
10
4
0
2
6
10
2014
378
14
78
33
16
20
16
13
38
606
2015
391
24
79
38
16
21
17
16
38
641
2016
397
24
93
44
16
21
18
18
38
670
2017
411
24
98
47
16
22
22
21
38
699
2018
425
24
107
51
16
22
24
23
38
731
2019
373
14
66
25
15
18
15
10
38
574
440
24
120
53
16
22
25
25
38
765
2020
456
24
132
55
16
23
27
28
38
799
2013
32,8
2,3
8,8
3,2
2,0
2,6
1,4
1,4
54,5
2014
33,2
2,3
10,4
4,3
2,2
2,9
1,4
1,8
58,5
2015
34,4
3,8
10,6
4,9
2,3
3,0
1,5
2,2
62,7
2016
34,9
3,8
12,4
5,7
2,3
3,0
1,6
2,5
66,3
2017
36,2
3,8
13,0
6,1
2,2
3,1
2,1
2,9
69,4
2018
37,4
3,8
14,3
6,6
2,1
3,2
2,2
3,2
72,9
2019
38,7
3,8
16,0
6,9
2,2
3,2
2,3
3,5
76,7
2020
40,1
3,8
17,6
7,1
2,2
3,3
2,5
3,9
80,5
93
Sistema Elétrico Brasileiro | Expansão Hidrotérmica
ANEXO III – CENÁRIO CONSERVADOR
Cenário Conservador - Capacidade Instalada de Energia Elétrica (MW)
Fonte
2010
2011
2012
2013
Hidro
75.468
77.568
78.305
80.304
Urânio
2.007
2.007
2.007
2.007
Gás Natural
10.366
10.946
11.531
13.252
Carvão
1.594
2.244
2.894
3.594
Óleo Combustível
4.053
5.780
6.291
6.291
PCH
3.657
3.723
3.723
4.085
Biomassa
2.706
3.060
3.179
3.355
Eólica
927
1.391
3.059
4.589
Importação Itaipu
5.850
5.850
5.850
5.850
Total
106.628
112.568
116.839
123.327
2014
81.377
2.007
13.517
4.194
6.291
4.582
3.557
5.506
5.850
126.881
2015
86.260
2.007
13.788
6.895
6.629
4.720
3.663
6.608
5.850
136.419
2016
91.435
2.007
14.063
6.895
6.629
4.861
3.773
7.599
5.850
143.113
2017
96.921
2.007
14.345
6.895
6.629
5.007
3.886
8.359
5.850
149.899
2018
102.737
2.007
14.632
6.895
6.629
5.157
4.003
9.195
5.850
157.104
2019
108.901
2.007
14.924
6.895
6.629
5.312
4.123
10.114
5.850
164.755
2020
115.435
3.412
15.223
6.895
6.629
5.472
4.247
11.125
5.850
174.287
Cenário Conservador - Adição de Capacidade Instalada de Energia Elétrica (MW)
Fonte
2011
2012
2013
2014
2015
Hidro
2.100
737
2.000
1.073
4.883
Urânio
0
0
0
0
0
Gás Natural
580
585
1.721
265
270
Carvão
650
650
700
600
2.701
Óleo Combustível
1.727
511
0
0
338
PCH
66
0
362
497
137
Biomassa
354
120
176
201
107
Eólica
464
1.669
1.530
918
1.101
Total
5.940
4.271
6.488
3.554
9.538
2016
5.176
0
276
0
0
142
110
991
6.694
2017
5.486
0
281
0
0
146
113
760
6.786
2018
5.815
0
287
0
0
150
117
836
7.205
2019
6.164
0
293
0
0
155
120
919
7.651
2020
6.534
1.405
298
0
0
159
124
1.011
9.532
Total
39.967
1.405
4.857
5.301
2.576
1.815
1.541
10.198
67.659
2018
16,31
0,00
0,37
0,00
0,00
0,51
0,18
1,71
19,07
2019
17,29
0,00
0,37
0,00
0,00
0,53
0,18
1,88
20,25
2020
18,33
8,99
0,38
0,00
0,00
0,54
0,19
2,06
30,49
Total
112,11
8,99
6,19
14,42
1,31
6,17
2,36
20,80
172,35
Cenário Conservador - Investimento Necessário em Adição de Capacidade Instalada de Energia Elétrica (R$ Bilhões)
Fonte
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Hidro
5,89
2,07
5,61
3,01
13,70
14,52
15,39
Urânio
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
Gás Natural
0,74
0,75
2,19
0,34
0,34
0,35
0,36
Carvão
1,77
1,77
1,90
1,63
7,35
0,00
0,00
Óleo Combustível
0,88
0,26
0,00
0,00
0,17
0,00
0,00
PCH
0,22
0,00
1,23
1,69
0,47
0,48
0,50
Biomassa
0,54
0,18
0,27
0,31
0,16
0,17
0,17
Eólica
0,95
3,40
3,12
1,87
2,25
2,02
1,55
Total (R$ Bilhões)
10,99
8,43
14,33
8,85
24,44
17,54
17,97
Variação % Capacidade Instalada
Fonte
2011
Hidro
Urânio
Gás Natural
Carvão
Óleo Combustível
PCH
Biomassa
Eólica
Geração de Energia (TWh)
Fonte
Hidro
Urânio
Gás Natural
Carvão
Óleo Combustível
PCH
Biomassa
Eólica
Importação Itaipu
Total Oferta
2010
350
14
36
11
9
16
12
2
38
489
2,8
0
6
41
43
2
13
50
2012
0,9
0
5
29
9
0
4
120
2011
360
14
42
16
13
16
13
3
38
516
2013
2,6
0
15
24
0
10
6
50
2012
364
14
58
20
14
16
14
7
38
545
Arrecadação com a venda da energia gerada (R$ Bilhões)
Fonte
2010
2011
2012
Hidro
30,8
31,7
32,0
Urânio
2,3
2,3
2,3
Gás Natural
4,8
5,6
7,7
Carvão
1,4
2,0
2,6
Óleo Combustível
1,2
1,7
1,9
PCH
2,3
2,3
2,3
Biomassa
1,1
1,2
1,3
Eólica
0,3
0,4
0,9
Total (R$ bilhões)
44,3
47,3
51,0
94
2014
2015
1,3
0
2
17
0
12
6
20
2013
2016
6,0
0
2
64
5
3
3
20
2017
6,0
0
2
0
0
3
3
15
2018
6,0
0
2
0
0
3
3
10
2019
6,0
0
2
0
0
3
3
10
2020
6,0
0
2
0
0
3
3
10
6,0
70
2
0
0
3
3
10
2014
371
14
95
27
14
20
16
12
38
606
2015
393
14
83
46
15
21
16
14
38
640
2016
417
14
85
46
15
21
17
17
38
669
2017
433
14
89
48
16
22
20
18
38
699
2018
459
14
91
48
17
23
21
20
38
731
2019
366
14
74
25
14
18
15
10
38
574
487
14
93
48
17
23
22
22
38
765
2020
506
24
93
49
18
24
22
24
38
799
2013
32,2
2,3
9,9
3,2
1,9
2,6
1,4
1,4
54,8
2014
32,6
2,3
12,6
3,5
1,9
2,9
1,4
1,7
58,8
2015
34,6
2,3
11,1
5,9
2,0
3,0
1,5
2,0
62,3
2016
36,7
2,3
11,3
5,9
2,0
3,0
1,5
2,3
65,0
2017
38,1
2,3
11,9
6,2
2,2
3,1
1,9
2,5
68,2
2018
40,4
2,3
12,1
6,2
2,3
3,2
2,0
2,8
71,2
2019
42,8
2,3
12,3
6,2
2,4
3,3
2,0
3,1
74,5
2020
44,5
3,8
12,4
6,3
2,5
3,4
2,1
3,4
78,4
Centro Brasileiro de Infraestrutura
ANEXO IV –CENÁRIO AGRESSIVO
Cenário Agressivo - Capacidade Instalada de Energia Elétrica (MW)
Fonte
2010
2011
2012
2013
Hidro
75.468
77.568
78.305
80.304
Urânio
2.007
2.007
2.007
2.007
Gás Natural
10.366
10.946
11.531
13.252
Carvão
1.594
2.244
2.894
3.594
Óleo Combustível
4.053
5.780
6.291
10.629
PCH
3.657
3.723
3.723
4.085
Biomassa
2.706
3.060
3.179
3.355
Eólica
927
1.576
4.255
6.382
Importação Itaipu
5.850
5.850
5.850
5.850
Total
106.628
112.754
118.035
129.459
2014
81.377
2.007
15.240
4.194
12.223
4.582
3.557
8.297
5.850
137.327
2015
82.464
3.412
16.764
4.320
13.201
4.628
3.841
9.542
5.850
144.022
2016
83.565
3.412
18.441
4.449
14.257
4.674
4.148
10.973
5.850
149.770
2017
84.681
3.412
20.285
7.455
15.398
4.721
4.480
12.070
5.850
158.353
2018
85.812
3.412
22.313
7.455
15.398
4.768
4.839
13.277
5.850
163.125
2019
86.959
3.412
24.544
7.455
15.398
4.816
5.226
14.605
5.850
168.265
2020
88.120
4.812
26.999
7.455
15.398
4.864
5.644
16.065
5.850
175.207
Cenário Agressivo - Adição de Capacidade Instalada de Energia Elétrica (MW)
Fonte
2011
2012
2013
2014
Hidro
2.100
737
2.000
1.073
Urânio
0
0
0
0
Gás Natural
580
585
1.721
1.988
Carvão
650
650
700
600
Óleo Combustível
1.727
511
4.338
1.594
PCH
66
0
362
497
Biomassa
354
120
176
201
Eólica
649
2.679
2.127
1.915
Total
6.126
5.282
11.424
7.868
2015
1.087
1.405
1.524
126
978
46
285
1.245
6.694
2016
1.101
0
1.676
130
1.056
46
307
1.431
5.748
2017
1.116
0
1.844
3.005
1.141
47
332
1.097
8.582
2018
1.131
0
2.028
0
0
47
358
1.207
4.772
2019
1.146
0
2.231
0
0
48
387
1.328
5.140
2020
1.161
1.400
2.454
0
0
48
418
1.460
6.943
Total
12.652
2.805
16.633
5.861
11.345
1.207
2.938
15.138
68.579
2018
3,17
2,59
0,16
0,55
2,46
8,93
2019
3,21
2,84
0,16
0,59
2,71
9,52
2020
3,26
8,96
3,13
0,16
0,64
2,98
19,13
Total
35,49
17,95
21,21
15,94
5,79
4,10
4,49
30,88
135,86
Cenário Agressivo - Investimento Necessário em Adição de Capacidade Instalada de Energia Elétrica (R$ Bilhões)
Fonte
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Hidro
5,89
2,07
5,61
3,01
3,05
3,09
3,13
Urânio
8,99
Gás Natural
0,74
0,75
2,19
2,53
1,94
2,14
2,35
Carvão
1,77
1,77
1,90
1,63
0,34
0,35
8,17
Óleo Combustível
0,88
0,26
2,21
0,81
0,50
0,54
0,58
PCH
0,22
1,23
1,69
0,16
0,16
0,16
Biomassa
0,54
0,18
0,27
0,31
0,44
0,47
0,51
Eólica
1,32
5,47
4,34
3,91
2,54
2,92
2,24
13,89
17,95
9,67
17,14
Custo Total (R$ bilhões)
11,37
10,49
17,76
Variação % Capacidade Instalada
Fonte
2011
Hidro
Urânio
Gás Natural
Carvão
Óleo Combustível
PCH
Biomassa
Eólica
Geração de Energia (TWh)
Fonte
Hidro
Urânio
Gás Natural
Carvão
Óleo Combustível
PCH
Biomassa
Eólica
Importação Itaipu
Total Oferta
2010
350
14
36
11
9
16
12
2
38
489
2,8
0
6
41
43
2
13
70
2012
0,9
0
5
29
9
0
4
170
2011
360
14
42
16
13
16
13
3
38
516
2013
2,6
0
15
24
69
10
6
50
2012
364
14
56
20
14
16
14
9
38
545
Arrecadação com a venda da energia gerada (R$ Bilhões)
Fonte
2010
2011
2012
Hidro
30,8
31,7
32,0
Urânio
2,3
2,3
2,3
Gás Natural
4,8
5,6
7,4
Carvão
1,4
2,0
2,6
Óleo Combustível
1,2
1,7
1,9
PCH
2,3
2,3
2,3
Biomassa
1,1
1,2
1,3
Eólica
0,3
0,5
1,3
Total (R$ bilhões)
44,3
47,4
51,1
2014
2015
1,3
0
15
17
15
12
6
30
2013
2016
1,3
70
10
3
8
1
8
15
2017
1,3
0
10
3
8
1
8
15
2018
1,3
0
10
68
8
1
8
10
2019
1,3
0
10
0
0
1
8
10
2020
1,3
0
10
0
0
1
8
10
1,3
41
10
0
0
1
8
10
2014
378
14
72
27
22
20
16
18
38
606
2015
383
24
82
29
25
20
17
21
38
640
2016
381
24
103
30
27
20
21
24
38
669
2017
386
24
111
43
27
21
22
26
38
699
2018
391
24
130
47
27
21
24
29
38
731
2019
373
14
58
23
21
18
15
14
38
575
396
24
151
48
28
21
26
32
38
765
2020
401
34
163
48
29
21
28
35
38
799
2013
32,8
2,3
7,7
3,0
3,0
2,6
1,4
1,9
54,6
2014
33,2
2,3
9,6
3,5
3,1
2,9
1,4
2,5
58,5
2015
33,7
3,8
10,9
3,8
3,5
2,9
1,6
2,9
63,1
2016
33,5
3,8
13,8
3,9
3,8
2,9
1,9
3,3
67,0
2017
33,9
3,8
14,8
5,6
3,7
3,0
2,1
3,7
70,5
2018
34,4
3,8
17,3
6,0
3,7
3,0
2,2
4,0
74,5
2019
34,9
3,8
20,0
6,2
3,9
3,0
2,4
4,4
78,7
2020
35,3
5,4
21,7
6,2
4,0
3,0
2,6
4,9
83,2
95