COGERAÇÃO
Miracyr Assis Marcato
A atual perda de competitividade da indústria brasileira no cenário internacional
devida em parte, ao elevado custo da energia no Brasil, requer políticas e
ações efetivas de incentivo à inovação e ao aumento da produtividade da
economia como um todo. No setor energético em particular, dentre as várias
opções existentes, a Cogeração (COGER) que utiliza com maior eficiência a
energia contida nos combustíveis, destaca-se como uma solução viável tanto
do ponto de vista econômico como ambiental. “A Cogeração também
conhecida como CHP (combined heat & power) refere-se a um grupo de
tecnologias maduras que operam associadas para a geração simultânea de
eletricidade e calor útil num processo que geralmente tem uma eficiência
energética muito maior do que a produção de eletricidade e calor de processo,
separadamente” (1) . É o que estão fazendo tanto a Europa como os EUA
onde, ao lado de maior segurança e independência energética, os paises
procuram alcançar aumentos de eficiência de 20% a 30% até 2030 - a Europa
tem uma meta 20-20-20 (20% de aumento de eficiência energética, 20% de
fontes alternativas e 20% de créditos de carbono). O Brasil pode obter ganhos
substanciais de competitividade e eficiência no uso da energia, não só com o
incentivo à cogeração na indústria em geral e em particular na sucroalcooleira,
mas também na geração térmica com gás natural onde pode alcançar
rendimentos térmicos de até 80% (ciclos combinados, produção de frio e calor
industrial, etc.).
Vantagens da Cogeração
Economia no consumo de energia
Redução das emissões de CO²
Menor dependência de combustíveis importados
Maior grau de estabilidade da rede pela redução dos
congestionamentos e picos do sistema elétrico
Melhor aproveitamento de recursos energéticos disponíveis localmente
permitindo redução de investimentos em infraestrutura com a introdução
da Geração Distribuída (GEDIS) e das microrredes regionais que
diminuem os custos e as perdas de transmissão, baseados no
incremento da exploração de fontes de pequeno e médio porte como: a
geração eólica, solar, PCHs, biomassa, bioenergia, resíduos vegetais,
bagaço, lixo, biogás, óleos vegetais, etc.
Some-se a isso o desenvolvimento das redes de distribuição inteligentes
(SMART GRIDS) com controles pelo lado da demanda, centralizados,
comunicação e medição bidirecional que além de viabilizar a Gedis,
1
também poderão contribuir para o aumento da eficiência energética
total. Dependem, contudo de vultosos investimentos das
Concessionárias em equipamentos de controle, comando, medição e
comunicação que neste momento poderão agravar o já elevado custo
da energia para o consumidor final brasileiro e a difícil situação
financeira que atravessam em função da recente modificação dos
marcos regulatórios do setor elétrico nacional.
Custos Evitados
Gráfico 1 - Custos (US$/kWh):Gedis (verde) X Geração centralizada (amarelo)
GEDIS E COGEN
A COGERAÇÃO e A GEDIS oferecem alternativas para suprir a Demanda
crescente de Energia Elétrica, especialmente quando a infra-estrutura
existente está sobrecarregada (eliminação de L.Tr. & R.D.)
Market Intelligence / Distributed Power / 0T 740SC / 001228
A construção de um eficiente parque de cogeração no Brasil depende, além do
engajamento da indústria e de outros grandes usuários da iniciativa privada, de
políticas coerentes de incentivos fiscais, financeiros e de planejamento do
Governo e do estabelecimento de regras claras no tocante a:
2
a. a política comercial dos energéticos (fortemente influenciada pelo
Governo) que inclui: preços e tarifas, reajustes e forma de contratação,
a cultura técnica das Distribuidoras, sua postura competitiva diante do
mercado, a qualidade de sua prestação de serviços
b. a segurança de abastecimento ligada às fontes de suprimento e
infraestruturas de produção, transporte e distribuição e às políticas de
investimentos das Distribuidoras e Transportadoras dos combustíveis
que dependem, principalmente, no caso do GN e do etanol, das ações
do agente majoritário do mercado (Petrobrás)
c. as questões regulatórias e a segurança jurídica dos contratos
(combustíveis, GN, energia elétrica, meio ambiente) definidas pelas
Agências e Órgãos Reguladores (Aneel, ANP, EPE, Ibama).
A seguir alguns dos principais fatores que condicionam as decisões empresariais
e a atratividade e o retorno econômico dos investimentos em cogeração:
Aspectos técnicos
o Eficiência dos equipamentos de produção de eletricidade e calor
o Demandas térmicas e elétricas e relação entre as mesmas
o Curvas e fatores de cargas térmicas e elétricas
o Custos evitados e potencial de receitas com a venda de energia
o Disponibilidade e acessibilidade dos combustíveis
o Segurança e Qualidade da Energia
Aspectos econômicos
o Preços de mercado da energia elétrica
o Preços dos combustíveis
o Custo do Capital
o Custo do Equipamento
o
A cogeração responde hoje, no Brasil, por pouco mais de 2% da potência elétrica
instalada segundo as dados atualizados da ANEEL conforme tabelas seguintes:
3
Termelétricas com Cogeração Qualificada no Brasil – Tabela 1
Termelétricas com Cogeração
Tipo
Quantidade
Potência Outorgada (kW)
Construção não iniciada
5
17.346
Construção
1
7.902
Operação
77
2.622.297
Total
83
2.647.545
%
0,66
0,3
99,05
100
Potência Elétrica instalada no Brasil (2014)
Tipo
Empreendimentos em Operação
Potência Outorgada
Quantidade
(kW)
CGH
474
291.832
EOL
193
4.224.434
PCH
469
4.713.430
UFV
220
18.699
UHE
199
87.011.765
UTE
1.871
39.226.148
UTN
2
1.990.000
Total
3.428
137.476.308
Potência Fiscalizada
%
(kW)
293.233 0,22
4.144.138 3,15
4.677.132 3,55
14.613 0,01
83.075.078 63,09
37.485.316 28,47
1.990.000 1,51
131.679.510 100
A tabela 2 compilada pela IEA (Agência Internacional de Energia) fornece uma
estimativa da capacidade atual instalada (MW) de Cogeração num total de
330.000 MW nos países listados a seguir: Tabela 2
Gráfico 2 - Participação (%) da Cogeração na capacidade total de geração atual
dos paises do G8 + 5 segundo a IEA
4
Em termos absolutos os EUA (84707 MW), Rússia (65100 MW), China (28.153
MW), Alemanha 20840 MW) e Índia 10012 MW) lideram o ranking mundial em
termos de capacidade instalada de cogeração.
Já no que concerne à penetração da cogeração a maior participação relativa no
total da geração de energia elétrica cabe respectivamente à Rússia, China e
Alemanha. Os EUA e a Itália se aproximam com cerca de 10% do total.
5
Gráfico 3 - Capacidade de Cogeração atual e projetada (GW) de vários países
No que tange ao potencial futuro da cogeração, segundo as mesmas projeções da
AIE, China, Índia, Rússia e EUA alcançariam os maiores valores de capacidade de
cogeração em 2030. O Brasil poderia atingir uma capacidade instalada da ordem
de 15.000 MW até 2030 com ênfase no setor sucro-alcooleiro.
6
Gráfico 4 – Previsão da participação relativa (%) da Cogeração nos países do G8
+ 5 para 2015 e 2030
Em 2030 o Brasil teria então uma penetração da cogeração, segundo a AIE em
torno de 17% do total da sua capacidade instalada de geração de energia elétrica
contribuindo para uma maior eficiência energética do setor, um menor custo da
energia elétrica no pais e uma sensível redução das emissões dos gases do efeito
estufa..
7
Aspectos Tecnológicos
Faixas de Aplicação da Cogeração na Indústria
A aplicabilidade e o dimensionamento da Cogeração nas indústrias variam de
acordo com os fatores de Eletricidade/Vapor e Temperatura de processo de
cada tipo de indústria, visualizadas no gráfico seguinte.
Gráfico 5 - Fatores eletricidade/calor e temperaturas de processos industriais
Eficiência dos equipamentos de produção de eletricidade e calor
O Gráfico 6 fornece uma indicação do rendimento percentual, das diferentes
tecnologias de geração, no uso da energia primária empregada. Observe-se
que a cogeração pode atingir uma faixa de até 90% de rendimento contra 55%60% das mais eficientes usinas térmicas a ciclo combinado, mas isto implica
8
condições especiais de operação, eliminação de perdas e utilização máxima do
calor e eletricidade produzidos.
Gráfico 6 – Rendimentos na conversão de energia primária
Comparação de eficiências entre as Tecnologias de Geração
Market Intelligence / Distributed Power / 0T 740SC / 001228
No Gráfico 7 estão ilustrados os fluxos energéticos de uma planta de
cogeração que utiliza uma turbina a GN, em ciclo simples, com rendimento de
30% na produção de eletricidade (Ee=30), acoplada a uma caldeira de
recuperação dos gases de exaustão (Q=70) com rendimento de =80%, para
produção de vapor de processo (Et=56), relação E/V=0,54, comparada com
uma planta convencional que produz, separadamente, energia elétrica (E=30)
com um motor a GN, rendimento de =40% e a “commodity calor” (Q), de
menor preço, em caldeira convencional a GN, com rendimento de =90%.
9
Gráfico 7 – Comparação de rendimentos da cogeração x sistemas
convencionais de produção de eletricidade e calor
Cogeração
Convencional
O rendimento da energia útil, em relação à energia consumida, alcança 86% na
Cogeração contra 63% na produção convencional de energia e vapor obtidos em
equipamentos operados separadamente:
Rendimento (?) = E útil / E consumida
Cogeração :
Convencional :
10
A taxa de economia de combustível proporcionada pela cogeração em
comparação com o sistema convencional alcança 27% com a utilização do calor
contido nos gases quentes (500o C) de exaustão da turbina através de uma
caldeira de recuperação que trabalhe com rendimento de 80%, conforme cálculo
seguinte:
Taxa de Economia de Combustível
(TEC)TEC = (Ec.conv. – Ec) / Ec.conv.
TEC = 137.22 – 100 =
137.22
27%
Demandas térmicas e elétricas e relação entre as mesmas
A eficiência elétrica ( E) das turbinas a GN, ou seja, a parcela de energia
transformada em eletricidade nas plantas de cogeração pode variar de 20% a 40%
ao passo que o calor recuperado ( Q) pode atingir 55% a 68%, com eficiência
energética total de até
= 86 %. Por essa razão, a utilização das turbinas é
recomendada quando as demandas de vapor ou água quente são elevadas e os
fatores E / Q, ou E/V (eletricidade/vapor) são relativamente baixos, como no
exemplo abaixo:.100 unidades de GN produzem 56+30=86 unidades de energia
útil.
Gráfico 8 -
Cogeração com Turbina a Gás
11
Comparadas com os motores a GN, as turbinas a GN são adequadas para
produção de vapor de maior qualificação – p.ex. 110bar/525o C - com a póscombustão dos gases de exaustão em atmosfera rica de oxigênio.
Já as turbinas a vapor produzem um elevado volume de calor e uma pequena
parcela de eletricidade E (15 a 25%) e são adequadas para usos específicos
como nas usinas do setor sucro-alcooleiro.
Gráfico 9 - Parâmetros de Projeto da Cogeração com Turbina a GN
12
A cogeração com motores a GN permite a produção de um maior volume de
eletricidade: E =35 a 40% e uma recuperação de calor: Q = 50%, dividida em
cerca de 20%, a partir dos gases de exaustão (resfriamento de 500oC até 120oC,
=70%) e 30%, da água de refrigeração e óleo de lubrificação (100oC e =100%),
com eficiência térmica global da energia primária de até 88%.
A utilização de motores a GN é recomendada para plantas de cogeração com
elevados fatores E / Q e cargas elétricas relativamente importantes, como no
exemplo do Gráfico 10, seguinte. Sendo a eletricidade a parte “nobre” da energia,
por poder ser transformada em outras modalidades: iluminação, força motriz,
calor, etc., sua participação deve ser maximizada, pois a maior parte das
economias possíveis de energia primaria através da cogeração advém de altos
fatores E / Q associados a elevados rendimentos térmicos globais.
Gráfico 10 – Cogeração com motor a Gás Natural
Topping cycle - Motores
13
Sistemas de Cogeração (valores médios)
Gráfico 11 - Parâmetros de projeto da cogeração com motores a GN
14
Segurança e Qualidade da Energia
Com o aumento da utilização de equipamentos eletrônicos, como micro
computadores, reatores eletrônicos de lâmpadas de descarga, conversores de
frequência para controle de velocidade de motores, etc., as linhas de distribuição
da concessionária estão sujeitas aos efeitos destes equipamentos, como a
produção de harmônicas que distorcem a forma de onda da eletricidade fornecida.
Os sistemas de cogeração são instalados na unidade consumidora ou muito
próximo a ela, no caso de cogeração distribuída, minimizando o efeito destes
problemas na rede de distribuição de eletricidade.
Também deve ser considerada eliminação das micro interrupções no fornecimento
(flickers) do sistema elétrico, por vezes imperceptíveis em algumas instalações,
mas altamente nocivas em empresas que possuem processo de produção
sensível a esse tipo de problema.
Por definição, o fornecimento de energia deve ocorrer sem interrupções, com
frequência constante, 60Hz, tensão constante, uma perfeita forma de onda
senoidal e no caso de sistemas trifásicos, com perfeita simetria e defasagem
(120°).
Porém, devido às variações de cargas dos consumidores, derivadas da operação
conjunta de inúmeros equipamentos eletrônicos, entradas e saídas de motores,
além de ocorrências intempestivas, podem surgir interferências eletromagnéticas
que causam graves distorções na forma de onda.
Em geral, os maiores distúrbios no fornecimento de energia podem ser
classificados em:
1. Ruídos (Spikes)
São ruídos de alta frequência que aparecem na rede, provenientes de
interferências eletromagnéticas (EMI) ou de radiofrequências (RFI). Podem ser
aleatórios ou não e de amplitude variável.
2. Subtensão (Sag) e Sobretensão (Swell)
Sag – decréscimo entre 0,1 e 0,9 de VNOM , frequência nominal com duração entre
0,5 e 1 minuto.
Swell – acréscimo entre 0,1 e 0,9 de VNOM , frequência nominal com duração entre
0,5 e 1 minuto.
3. Componentes Harmônicas
Ocorrem quando a tensão ou a corrente, em determinado ponto da rede elétrica,
apresenta componentes múltiplos da frequência fundamental (60Hz).
15
4. Tensão Residual entre Terra e Neutro
Ocorre quando:
A instalação está com um aterramento de má qualidade (resistência de
terra maior que 10 ohms;)
Quando existe corrente circulando pelo neutro da instalação
(desbalanceamento da rede trifásica ou corrente com grande componente
harmônica).
5. Falta de Energia
Os problemas com um “blackout” não acontecem no momento em que a energia é
interrompida e sim quando ela retorna.
Tabela 3
EFEITO DOS DISTÚRBIOS EM CARGAS SENSÍVEIS
PROBLEMA
DISTÚRBIO
PULSO PULSO
TENSÃO
SOBRESAG
BLACKOUT
SPIKES
(2VN) (4VN)
N/T
TENSÃO
Queima de
placas
Perda de
Memória
Falha das
Chaves
Estáticas
Interrupção
do processo
Queima de
Equipamento
Reset/Reboot
“Trava” o
sistema
SIM
SIM
SIM
SIM
SIM
SIM
SIM
SIM
SIM
SIM
SIM
SIM
SIM
SIM
SIM
SIM
SIM
SIM
SIM
SIM
SIM
SIM
SIM
SIM
16
Aspectos econômicos
Segundo os estudos da IEA (AIE) Agência Internacional de Energia, os custos
estimados da cogeração nos EUA previstos para 2015 e 2030 incluindo T&D
(transmissão e distribuição), Geração, Combustível e O&M (Operação e
Manutenção) são da ordem de US$ 100/MWh, ou US$ 75/MWh sem T&D
(conforme gráfico seguinte) que é praticamente o preço médio atual da
eletricidade industrial nos EUA (EIA):
Gráfico 12 – Custos da Cogeração nos EUA
As premissas utilizadas pela IEA no estudo de custos da cogeração foram:
Investimento de Capital na Cogeração: GN = US$ 1.534/kW
2.766/kW – Biomassa = US$ 1.750/kW
Taxa de retorno: 10%
Período: 20 anos
Custo de transmissão = 0
Custo da distribuição: US$ 804/kW
Outros dados: WEO e Electricity Information da IEA
- Carvão = US$
Em anexo foram incluídos ábaco da Cogen para avaliação preliminar de custos da
cogeração na Europa e exemplos de casos sobre retorno dos investimentos na
cogeração com turbina e motores a GN nos EUA,
17
Preços da Energia no Brasil
GNV (gás natural veicular)
US$ 13/22/MMBtu
GN Industrial (300Mm³/mês) -SP
US$ 22/MMBtu
GLP (gás liquefeito de petróleo)
US$ 32/MMBtu
Diesel
US$ 32/MMBtu
Diesel S10
US$ 34/MMBtu
Gasolina
US$ 42/MMBtu
Etanol hidratado
US$ 45/MMBtu
Gás Natural resid. canalizado SP
US$ 60/MMBtu
kWh residencial SP
US$ 44/MMBtu
kWh médio Brasil (Aneel) (10/2014)
US$ 43/MMBtu
kWh industrial (Aneel) 10/2014
US$ 36/kWh
Preços médios nos EUA em junho/2014 :
Gasolina
US$ 31/MMBtu
Diesel
US$ 33/MMBtu
Eletricidade Industrial (07/2014)(EIA)
US$ 23/MMBtu
Gás Natural
US$ 4,41/MMBtu
Etanol
US$ 27/MMBtu
R$ 1,16/1,83/m³
R$ 1,80/m³
R$ 42,61/13 kg
R$ 2,491/l
R$ 2,596/l
R$ 2,955/l
R$ 2,074/l
R$ 5,038/m³
R$ 0,3446/kWh
R$ 339,46/MWH
R$ 276,69/MWh
US$ 74.90/MWh
O que se observa do quadro acima é que os preços da energia no Brasil são em
geral, demasiadamente elevados se comparados com outros países e se
constituem como um dos fatores principais da falta de competitividade da indústria
e do baixo crescimento do pais. Em nenhum momento se fala em reduzir custos
de produção, diminuição de impostos, aumento da produtividade, revisão do
modelo de exploração do gás natural ou atualização da cadeia produtiva do
etanol. As alternativas disponíveis para reduzi-los não parecem muito
promissoras.
No setor de energia elétrica, o abandono das centrais hidrelétricas com
reservatório que são a nossa maior vantagem competitiva, em termos de custo e
de segurança de abastecimento, acarretará a necessidade de maior quantidade
de usinas térmicas (GN, carvão, nuclear, petróleo) para garantir a energia firme
que não pode ser suprida pelas usinas intermitentes (eólicas, solares) ou sazonais
(a fio d’água, biomassa, etc.) com o consequente aumento de custo da energia.
Análise das variáveis de Custos da Energia de Cogeração no Brasil
Como vimos acima os custos da cogeração dependem dos modos de utilizá-la
para cobertura das curvas de demanda de eletricidade e calor (visualizadas nos
gráficos seguintes), da relação entre as mesmas, dos fatores de carga anuais
consequentes, dos custos de capital, combustíveis, operação & manutenção dos
sistemas.
18
Grafico 13 – Modo de operação – Balanço de energia comprada e de cogeração
Exemplos de demandas mensais de eletricidade e vapor
Cogeração de pico em dias de semana
19
Gráfico 14 – Modos de operação da Cogeração
Cogeração de base continua
Importação e exportação
Cogeração interruptível
20
Gráfico 15 – Curvas de Duração anuais
Cogeração - Curva de Duração Anual
21
Custos da Cogeração
Para efeito comparativo a tabela seguinte apresenta os dados do custo de
cogeração de eletricidade em US$/MWh para diferentes custos de capital, fatores
de carga, taxas de retorno, rendimentos térmicos e preços dos combustíveis
competitivos. Dado o alto custo do GN no Brasil a tabela é aplicável apenas à
cogeração com biomassa (bagaço de cana e similares) cujos custos se situam
num intervalo compatível com os preços do GN nos EUA (US$ 2,58/MMBtu a
.US$ 6.00/MMBtu).
Tabela 4 – Custos da Cogeração
CUSTOS DA COGERAÇÃO - US$/MWh - Custos do Capital 15%a.a.
>
Gás
Gás
Gás
Gás
Gás
Gás
Gás
Gás
Gás
Tipo de Combustível/Usina
Preço Combustível-US$/MMBtu>
Pg. 1/2
Amort.30 a
Coger. Coger. Coger. Coger. Coger. Coger.
Coger.
Coger.
Coger.
Gás
Coger.
2,58
4,00
4,00
0,75
4,00
0,85
5,00
0,65
5,00
0,75
5,00
0,85
6,00
0,65
6,00
0,75
6,00
0,85
4,11
Coger.
4,11
Coger.
4,11
Coger.
4,11
Coger.
4,11
Coger.
4,11
Coger.
4,11
Coger.
4,11
Coger.
2,58
2,58
3,00
3,00
3,00
Rendimento térmico>>>>>>>>>>>
0,65 0,75 0,85 0,65 0,75 0,85 0,65
Oper.&Manut.-US$/MWh>>>
4,11
4,11
4,11
4,11
4,11
4,11
4,11
C.Capital->>>>
10% 12% 15% Coger. Coger. Coger. Coger. Coger. Coger. Coger.
Gás
Coger.
Gás
Coger.
Gás
Coger.
Gás
Coger.
Gás
Coger.
US$/kW
F.C.
US$/
MWh
US$/
MWh
US$/
MWh
US$/
MWh
US$/
MWh
US$/
MWh
US$/
MWh
US$/
MWh
US$/
MWh
US$/
MWh
US$/
MWh
US$/
MWh
US$/
MWh
US$/
MWh
US$/
MWh
US$/
MWh
US$/
MWh
US$/
MWh
2500
2500
2500
2500
2500
2000
2000
2000
2000
2000
1500
1500
1500
1500
1500
1000
1000
1000
1000
1000
900
900
900
900
900
0,40
0,50
0,60
0,70
0,80
0,40
0,50
0,60
0,70
0,80
0,40
0,50
0,60
0,70
0,80
0,40
0,50
0,60
0,70
0,80
0,40
0,50
0,60
0,70
0,80
71
57
48
41
36
57
46
38
33
29
43
34
29
24
21
29
23
19
16
14
26
21
17
15
13
86
68
57
49
43
68
55
46
39
34
51
41
34
29
26
34
27
23
20
17
31
25
21
18
15
107
86
71
61
53
86
68
57
49
43
64
51
43
37
32
43
34
29
24
21
38
31
26
22
19
125
103
89
79
71
103
86
75
67
60
82
69
60
54
50
60
52
46
42
39
56
48
43
40
37
123
101
87
77
69
101
84
73
65
59
80
67
59
52
48
59
50
44
40
37
54
47
42
38
35
121
100
86
76
68
100
83
71
63
57
79
66
57
51
47
57
49
43
39
36
53
45
40
36
34
127
105
91
81
73
105
88
77
69
63
84
71
63
57
52
63
54
48
44
41
58
51
46
42
39
125
103
89
79
71
103
86
75
67
61
82
69
61
54
50
61
52
46
42
39
56
49
43
40
37
123
102
87
77
70
102
85
73
65
59
80
67
59
53
48
59
50
45
41
38
55
47
42
38
35
132
111
96
86
79
111
94
82
74
68
89
76
68
62
57
68
59
54
50
46
64
56
51
47
44
129
108
94
83
76
108
91
79
71
65
86
74
65
59
54
65
57
51
47
44
61
53
48
44
42
127
106
91
81
74
106
89
77
69
63
84
71
63
57
52
63
54
49
45
42
59
51
46
42
39
137
116
102
91
84
116
99
87
79
73
94
82
73
67
62
73
65
59
55
52
69
61
56
52
50
134
112
98
88
80
112
95
84
76
70
91
78
70
64
59
70
61
55
51
48
65
58
53
49
46
131
110
95
85
78
110
93
81
73
67
88
75
67
61
56
67
58
53
49
46
63
55
50
46
43
142
121
107
97
89
121
104
93
84
78
100
87
78
72
68
78
70
64
60
57
74
66
61
58
55
138
117
103
92
85
117
100
88
80
74
96
83
74
68
63
74
66
60
56
53
70
62
57
53
51
135
114
99
89
82
114
97
85
77
71
92
80
71
65
60
71
62
57
53
50
67
59
54
50
47
22
Os custos apresentados na tabela incluem três parcelas distintas:
 custo de capital, para valores médios de capital em US$ variando de US$
2.500/kW a US$ 900/kW , taxa de 15% a.a.(inclusive juros durante a
construção) - prazo de amortização de 30 anos e fatores de
utilização de 0,4 a 0,8 (3.500 a 7.000 horas/ano) . A título de subsídio
foram incluídas também as parcelas de custo de capital calculadas com
taxas de 12% a.a. e 10% a.a., respectivamente.
 parcela de custo de combustível, para um intervalo de preços do GN, em
US$/MMBtu, variando de US$ 2,58 a US$ 6.00 e rendimentos térmicos
globais de 65%, 75% e 85%.
 parcela de custo de manutenção médio de US$ 4,11/MWh fixo para todas
as hipóteses, segundo dados Electrical Engineers Handbook .
Os valores hachurados correspondem a plantas, preços de GN e configurações de
cogeração que apresentam competitividade dentro do setor industrial com custos
do MWh equivalente, inferiores a US$ 50,00.
Os valores acima desse limite poderiam ser competitivos nos Setores Comercial e
Residencial ou em eventuais utilizações que permitam uma ulterior otimização da
eficiência da energia primária consumida como: “ilhas” ou bancos de energia de
backup, de ponta e de confiabilidade, na produção de frio, industrial ou distrital
para grupos de edifícios residenciais (comum na Europa e EUA e já em uso
experimental no Rio de Janeiro), em esquemas de tri-geração, através de ”chillers”
a vapor ou água quente residual ou onde existam possibilidades de evitar custos
de capital oriundos de restrições de geração ou transmissão.
Além desses, outros usos podem ser atribuídos à cogeração, como instrumento
eficiente de transformação de energia e participante ativo da cadeia de valor hidrotérmica e do círculo “virtuoso” de otimização dos recursos naturais do país.
É o caso da mitigação dos riscos oriundos da sazonalidade das fontes renováveis,
da intermitência das energias eólica e solar, do incremento da energia “firme” das
hidrelétricas, da estocagem hidro-térmica e da administração dos recursos
hídricos para atendimento de outras necessidades: água para uso das populações
urbanas, água para irrigação das regiões do semiárido, tornadas urgentes e
indispensáveis hoje ou como nos períodos de secas que periodicamente assolam
o pais..
Deve-se observar que os valores apresentados correspondem a custos médios,
de acordo com as premissas estabelecidas, servindo como avaliação preliminar da
competitividade da cogeração em condições usuais, não representando uma
recomendação de investimento para projetos específicos, que devem ser
estudados caso a caso, com a consideração de todas as variáveis envolvidas
23
localmente, tipos de processo, perfil típico, consumos líquidos, curvas de duração
e balanço energético de cada planta em particular.
Os Gráficos seguintes permitem visualizar a sensibilidade dos custos de geração
em função do fator de carga anual, para diferentes custos de capital, preços do
GN e rendimentos térmicos globais das plantas, a saber: =65%, =75% e
=85%, respectivamente. Em geral, a duplicação do Fator de Carga ou a redução
pela metade, dos investimentos da planta de cogeração, conduzem a diminuições
do custo do MWh gerado da ordem de 30% a 40%, pela importância relativa dos
custos de capital em relação aos demais custos de operação: combustível (GN) e
manutenção.
Análise de sensibilidade
Gráfico 16 – Análise de sensibilidade – US$/MWh x F.C -
=65%
Custo de Cogeração x Fator de Carga
165
160
155
150
145
140
135
130
125
120
115
110
105
100
95
90
85
80
75
70
65
60
55
50
45
40
35
30
US$2,58/MMBtu
US$3,00MMBtu
US$4,00/MMBtu
US$5,00/MMBtu
US$6,00/MMBtu
US$1250/kW
US$1000/kW
US$800/kW
US$700/kW
US$600/kW
US$2500/kW
US$2250/kW
US$2000/kW
US$1750/kW
Fc (Horas/ano)
24
7000
5000
3000
7000
5000
3000
7000
5000
3000
7000
5000
3000
7000
5000
3000
7000
5000
3000
7000
5000
3000
7000
5000
3000
7000
5000
3000
7000
5000
US1500/kW
3000
US$/MWh
Para diferentes Investimentos (US$/kW) e Preços de GN(US$/MMBtu) - rendimento térmico = 65%
Gráfico 17 – Análise de sensibilidade – US$/MWh x F.C -
=75%
Custo de Cogeração x Fator de Carga
Para diferentes Investimentos (US$/kW) e Preços de GN(US$/MMBtu) - rendimento térmico = 75%
160
155
150
US$2,58/MMBtu
145
US$3,00MMBtu
140
US$4,00/MMBtu
135
US$5,00/MMBtu
130
US$6,00/MMBtu
125
120
115
110
US$/MWh
105
100
US$1250/kW
95
US$1000/kW
90
85
US$800/kW
80
75
US$700/kW
70
US$600/kW
65
US$2500/kW
60
US$2250/kW
55
US$2000/kW
50
US$1750/kW
45
40
US$1500/kW
35
30
7000
5000
3000
7000
5000
3000
7000
5000
3000
7000
5000
3000
7000
5000
3000
7000
5000
3000
7000
5000
3000
7000
5000
3000
7000
5000
3000
7000
5000
3000
25
Fc (Horas/ano)
Gráfico 18 – Análise de sensibilidade – US$/MWh x F.C -
=85%
Custo de Cogeração x Fator de Carga
Para diferentes Investimentos (US$/kW) e Preços de GN(US$/MMBtu) - rendimento térmico = 85%
155
150
145
US$2,58/MMBtu
140
US$3,00MMBtu
135
130
US$4,00/MMBtu
125
US$5,00/MMBtu
120
US$6,00/MMBtu
115
110
100
95
US$1250/kW
90
85
80
US$1000/kW
75
US$800/kW
70
US$700/kW
65
60
US$600/kW
55
US$2500/kW
50
US$2250/kW
45
US$2000/kW
40
US$1750/kW
35
30
US$1500/kW
Fc (Horas/ano)
25
7000
5000
3000
7000
5000
3000
7000
5000
3000
7000
5000
3000
7000
5000
3000
7000
5000
3000
7000
5000
3000
7000
5000
3000
7000
5000
3000
7000
5000
25
3000
US$/MWh
105
Os Gráficos seguintes permitem visualizar a sensibilidade dos custos de geração
em função dos preços do GN, para diferentes custos de capital, fatores de carga
anuais (0,4 – 0,6 - 0,8) e rendimentos térmicos globais das plantas, a saber:
=65%, =75% e =85%, respectivamente. Em geral, a redução do custo de GN
pela metade (de US$ 6,00/MMBtu para US$ 3,00/MMBtu) conduz a reduções do
custo do MWh gerado da ordem de 20 a 25%.
Gráfico 19 - Análise de sensibilidade – US$/MWh x Preço do GN - F.C. 0,4
Custo da Cogeração X Preço do GN
Para Diferentes Investimentos (I- US$/kW) e Rendimentos Térmicos (η)- Fc = 0,4
145
140
η=65%
135
η=75%
η=85%
130
125
120
115
Energia - US$/MWh
110
105
100
95
90
85
80
75
70
65
60
55
50
45
40
2,58
3,00
4,00
5,00
6,00
2,58
Investimentos
2500
3,00
4,00
5,00
6,00
2,58
3,00
4,00
5,00
6,00
Combustível - US$/MMBtu
2250
2000
1750
1500
1250
1000
900
800
700
600
Gráfico 20 - Análise de sensibilidade – US$/MWh x Preço do GN - F.C. 0,6
Custo da Cogeração X Preço do GN
Para Diferentes Investimentos (I- US$/kW) e Rendimentos Térmicos (η)- Fc = 0,6
110
105
η=75%
η=65%
η=85%
100
95
90
Energia - US$/MWh
85
80
75
70
65
60
55
50
45
40
35
30
2,58
3,00
4,00
5,00
6,00
2,58
2500
3,00
4,00
5,00
6,00
2,58
3,00
4,00
5,00
6,00
Combustível - US$/MMBtu
Investimentos
2250
2000
1750
1500
1250
1000
900
800
700
600
26
Gráfico 21 - Análise de sensibilidade – US$/MWh x Preço do GN - F.C. 0,8
Custo da Cogeração X Preço do GN
Para Diferentes Investimentos (I- US$/kW) e Rendimentos Térmicos (η)- Fc = 0,8
90
85
η=65%
η=75%
η=85%
80
75
Energia - US$/MWh
70
65
60
55
50
45
40
35
30
25
2,58
3,00
4,00
5,00
6,00
2,58
Investimentos
2500
3,00
4,00
5,00
6,00
2,58
3,00
4,00
5,00
6,00
Combustível - US$/MMBtu
2250
2000
1750
1500
1250
1000
900
800
700
600
O Gráfico 22, seguinte estabelece uma comparação entre o custo de energia firme
do MWh hidrelétrico, nas suas faixas usuais de operação (F.C.= 0,51 -0,55) com o
MWh térmico de UTE’s a ciclo combinado ou plantas de cogeração, em condições
otimizadas de despacho, (F.C. = 0,70 – 0,85) demonstrando, nessas condições, a
sua competitividade relativa. O Gráfico permite identificar também o volume
menor de investimentos requerido pelo MWh térmico, que em muitos casos pode
chegar a uma relação de 1:4 em comparação com o MWh firme, hidrelétrico, em
função da sasonalidade das afluências nos respectivos reservatórios que obriga
duplicar a potência com um investimento de capital maior por MW instalado nas
usinas hidrelétricas, sugerindo uma combinação entre ambas para uma maior
segurança de abastecimento.
27
Gráfico 22 - Análise de sensibilidade – US$/MWh x F.C – Hidro/C.C./Cogen
Competitividade - UHE x UTE x Cogen - Energia Firme
GNCC=US$2,58/MMBtu - GNCogen=US$3,00/MMBtu
48,0
46,0
44,0
42,0
40,0
US$/MWh
38,0
Faixa de Operação de
Hidrelétricas
0,50 - 0,55
36,0
Faixa de Operação de
Termelétricas
0,75 - 0,80
34,0
Investimentos
US$/kW
Faixa de Operação
de Cogeração
0,80 - 0,85
32,0
30,0
1200-H
1100-H
28,0
1000-H
26,0
800-CC
24,0
700-CC
600-CC
22,0
800-Cogen
20,0
700-Cogen
0,50
0,60
0,70
Fc - Fator de carga anual
0,80
0,90
600-Cogen
CC- Ciclo Combinado (n=55% / H-hidrelétrica / Cogen - Cogeração(n=85%)
28
ANEXO I - Ábaco para o Cálculo do “Pay-Back” do Investimento (anos)
29
Anexo II – Retorno dos Investimentos – Exemplo
Tabela 5 - Subconjunto de dados Técnicos de Turbina a GN em Sistema de Cogeração
Temperat.
Ambiental
ºF
50 (10ºC)
51
52
53
54
55
56
57
58
59
60 (15ºC)
Potência Elétrica
Taxa de Consumo Combustível (MMBtu/MWh)
Bruta
Perdas
Líquida
Fator de Carga (%)
MW
MW
MW
100% custos
90%de capital
80% para
70%
60% cogeração
50%
Tabela
26-14
- Resumo
dos
planta de
4,94
0,02
4,92
12,72
13,55
14,38
15,21
16,04
16,87
4,92
0,02
4,90
12,73
13,56
14,39
15,23
16,06
16,89
4,90
0,02
4,88
12,74
13,58
14,41
15,25
16,08
16,91
4,89
0,02
4,87
12,76
13,59
14,43
15,26
16,10
16,94
4,87
0,02
4,85
12,77
13,61
14,45
15,28
16,12
16,96
4,85
0,02
4,83
12,79
13,62
14,46
15,30
16,14
16,98
4,83
0,02
4,81
12,80
13,64
14,48
15,32
16,16
17,00
4,81
0,02
4,79
12,81
13,66
14,50
15,34
16,18
17,03
4,79
0,02
4,77
12,83
13,67
14,52
15,36
16,21
17,05
4,77
0,02
4,75
12,85
13,69
14,53
15,38
16,23
17,07
4,75
0,02
4,73
12,85
13,70
14,55
15,40
16,25
17,10
ITEM
Turbinas - 3 x 4,8 MW
SE Elétrica
Obras Civis
Serviços de Projeto e Construção
Despesas Gerais e Lucro
Imprevistos
Total
Produção de Vapor (Mlb/MWh)
Fator de Carga (%)
80%
70%Cogeração
60%
c/ 100%
turbinas 90%
a GN - Sistema
de
4,23
4,73
5,23
5,73
6,23
4,23
4,73
5,23
5,73
6,23
4,23
4,73
5,23
5,73
6,23
4,23
4,73
5,23
5,72
6,22
4,22
4,72
5,22
5,72
6,22
4,22
4,72
5,22
5,72
6,22
4,22
4,72
5,22
5,72
6,22
4,21
4,71
5,22
5,72
6,22
4,21
4,71
5,21
5,71
6,22
4,21
4,71
5,21
5,71
6,21
4,21
4,71
5,21
5,71
6,21
CUSTO (US$)
9.978.000,00
390.000,00
701.000,00
270.000,00
2.214.000,00
398.000,00
13.951.000,00
%
72%
3%
5%
2%
16%
3%
100%
50%
6,73
6,73
6,73
6,72
6,72
6,72
6,72
6,72
6,72
6,71
6,71
%
72%
28%
100%
13.951.000/14.400 = US$ 969/kW
Tabela 6 – Dados técnicos de Motores a GN em plantas de Cogeração
Temperat.
Ambiente
ºF
50 (10ºC)
60 (15ºC)
Capacidade Elétrica
Bruto
Perda Líquido
MW
MW
MW
6,53
0,13
6,40
6,53
0,13
6,40
Taxa de Combustível (MMBtu/MWh)
Nível de Carga (%)
100
90
80
70
60
9,28
9,42
9,57
9,84
10,23
9,28
9,42
9,57
9,84
10,23
ITEM
Motor a GN - 2 x 6,6 MW
SE Elétrica
Obras Civis
Sistema de Água Quente
Projeto e Serviços de Construção
Despesas Gerais e Lucro
Imprevistos
Total
15.322.000/13.200= US$ 1161/kW
CUSTO (US$)
10.820.000,00
320.000,00
701.000,00
288.000,00
330.000,00
2.426.000,00
437.000,00
15.322.000,00
50
10,63
10,63
100
2,73
2,73
Capacidade Vapor (Mlb/MWh)
Nível de Carga (%)
90
80
70
60
2,76
2,79
2,82
2,85
2,76
2,79
2,82
2,85
%
70,6%
2,1%
4,6%
1,9%
2,2%
15,8%
2,9%
100,0%
%
70,6%
29,4%
100,0%
30
50
2,88
2,88
Temperat.
ºF
19
24
37
42
37
27
22
Data/Hora
1/1 em 2:00
1/1 em 6:00
1/1 em 10:00
1/1 em 14:00
1/1 em 18:00
1/1 em 22:00
1/2 em 2:00
Cargas da Indústria
Planta de Cogeração
Compra da Distribuidora
Eletricidade
Vapor
Eletricidade
Vapor
Gás
Demanda
Ponta
Fora de Ponta
MW
Mlb/hr
MW
Mlb/hr
MMBtu
MW
MWh
MWh
7,3
107,7
6,4
13,3
218
0,9
3,5
7,3
107,0
6,4
13,3
218
0,9
3,5
7,3
114,5
6,4
13,5
218
0,9
3,5
7,5
118,4
6,4
13,6
218
1,1
4,2
8,6
116,3
6,4
13,5
218
2,2
8,6
8,7
110,9
6,4
13,4
218
2,3
2,3
7,0
8,7
110,6
6,4
13,4
218
2,3
9,3
Prod. da Caldeira
Vapor
Gás
Mlb/hr
MMBtu
94,4
795
93,7
791
101,0
529
104,8
549
102,7
538
97,5
511
97,2
509
TABELA 7 – Extrato de simulação de despacho anual em intervalos de 4 horas
Tabela 8 – Dados de Custo Anual do Caso Básico
Mês
Número
Jan
Fev
Mar
Abr
Mai
Jun
Jul
Ago
Set
Out
Nov
Dez
TOTAL
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Demanda
MW
13,4
13,9
14,3
14,1
14,7
14,0
15,5
14,1
13,8
12,7
12,6
13,9
Consumo de Distribuidora
Ponta
Fora de Ponta Faturamento
MWh
MWh
Custo (US$)
3.600
4.900
454.812
3.171
4.660
415.274
3.752
5.486
490.117
3.648
5.088
466.091
3.542
5.166
462.197
3.751
4.867
463.733
2.804
3.414
337.128
3.579
5.249
468.255
3.454
4.484
427.106
3.333
4.607
424.122
2.945
4.442
390.542
3.469
4.785
440.999
41.048
57.148
5.240.376
Eletricidade
MW1 MWh
-
Planta de Cogeração
Vapor
Manutenção
Mlb/hr1 Mlb
US$
-
Gás Natural
MMBtu Custo (US$)
-
Vapor
Mlb/hr 1
Mlb
176,1
99.986
179,4
84.053
159,5
90.914
156,2
83.023
131,8
71.132
126,2
66.225
114,1
37.498
107,4
61.022
114,1
58.426
126,2
73.508
162,8
71.205
166,1
89.635
886.627
Caldeira
Nox
Gás Natural
Ib
MMBtu
Custo (US$)
128
130.417
423.855
109.730
356.622
118.739
385.901
108.510
352.657
93.168
302.798
86.786
282.053
50.104
162.838
80.071
260.232
76.671
249.182
96.255
312.830
93.192
302.873
117.083
380.520
128 1.160.726
3.772.361
Tabela 9 – Dados de Custo Anual da Solução com Turbinas a GN – 3 x 4,8 MW
Mês
Jan
Fev
Mar
Abr
Mai
Jun
Jul
Ago
Set
Out
Nov
Dez
TOTAL
Número
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Demanda
MW
2,7
2,6
2,7
2,6
2,4
2,2
2,7
2,4
2,5
2,5
2,5
2,7
Distribuidora
Ponta Fora de Ponta
MWh
MWh
484
282
253
368
130
578
147
509
79
219
57
67
255
359
73
143
90
339
305
432
282
280
140
497
2.295
4.073
Faturamento
Custo (US$)
45.149
33.075
33.603
31.850
14.824
6.801
32.756
11.159
20.670
39.273
31.269
30.862
331.291
Eletricidade
MW1
MWh
13,3
7.734
13,9
7.209
14,3
8.529
14,1
8.079
14,0
8.410
13,6
8.495
14,3
5.604
14,0
8.612
13,7
7.509
12,7
7.204
12,6
6.825
13,9
7.617
91.827
Planta de Cogeração
Vapor
Manutenção
Mlb/hr1
Mlb
US$
70,0
33.876
54.570
71,9
32.005
52.732
71,4
38.211
57.352
69,9
36.206
55.777
66,9
37.156
56.935
64,7
37.297
57.231
60,4
22.136
47.114
63,1
36.882
57.643
65,3
33.170
53.780
62,3
31.461
52.716
65,6
30.128
51.387
69,8
34.648
54.159
403.176
651.396
Gás Natural
MMBtu
Custo (US$)
97.116
315.626
91.850
298.514
110.975
360.668
106.534
346.237
112.837
366.719
115.388
375.009
76.537
248.745
116.680
379.208
101.294
329.207
94.356
306.656
88.927
289.012
98.681
320.713
1.211.175
3.936.314
Vapor
Mlb/hr 1
Mlb
130,2
66.165
127,3
52.107
114,1
52.783
106,2
46.881
91,8
34.048
71,7
28.992
61,5
15.806
60,7
24.219
65,8
25.318
86,1
42.080
120,7
41.165
120,9
55.035
484.599
Caldeira
Nox
Gás Natural
Ib
MMBtu
Custo (US$)
97
86.784
282.046
68.457
222.486
69.408
225.576
61.745
200.670
45.109
146.604
38.537
125.246
21.913
71.216
32.423
105.374
33.887
110.134
55.633
180.807
54.375
176.719
72.363
235.178
97
640.634
2.082.056
Tabela 10 – Dados do Custo Anual da Solução com Motores a GN – 2 x 6,6 MW
Mês
Jan
Fev
Mar
Abr
Mai
Jun
Jul
Ago
Set
Out
Nov
Dez
TOTAL
Número
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Demanda
MW
3,2
3,1
3,2
3,2
3,2
2,9
3,1
2,9
3,2
3,2
3,1
3,2
Distribuidora
Ponta Fora de Ponta
MWh
MWh
37
248
87
118
138
113
76
80
186
188
137
135
137
200
113
188
51
84
100
95
247
110
279
1.167
1.980
Faturamento
Custo (US$)
13.202
11.030
14.330
8.721
20.827
15.158
17.941
15.837
7.167
4.347
17.129
19.495
165.184
Eletricidade
MW1
MWh
12,8
8.215
12,8
7.626
12,8
8.987
12,8
8.580
12,8
8.334
12,8
8.347
12,8
5.881
12,8
8.527
12,8
7.802
12,7
7.841
12,6
7.044
12,8
7.865
95.049
Planta de Cogeração
Vapor
Manutenção
Mlb/hr1
Mlb
US$
21,5
14.049
53.951
21,8
12.752
52.057
21,3
14.601
56.437
21,1
13.896
55.126
20,4
13.419
54.336
20,4
13.205
54.377
20,1
9.340
46.435
19,9
13.365
54.956
20,0
12.485
52.624
20,0
13.035
52.747
20,9
12.038
50.182
21,4
13.417
52.827
155.602
636.055
Gás Natural
MMBtu
Custo (US$)
78.672
255.683
73.065
237.462
85.637
278.319
81.947
266.328
79.294
257.706
79.294
257.704
57.188
185.860
81.158
263.764
74.753
242.946
75.676
245.947
67.832
220.454
75.171
244.304
909.687
2.956.477
Vapor
Mlb/hr 1
Mlb
154,9
85.936
157,7
71.301
138,2
76.313
135,5
69.127
112,1
57.713
105,8
53.021
94
28.456
87,7
47.657
94,6
45.941
107,1
60.473
142,4
59.168
144,7
76.218
731.324
Caldeira
Nox
Gás Natural
Ib
MMBtu
Custo (US$)
110
112.324
365.053
93.281
303.162
99.908
324.702
90.559
294.318
75.804
246.362
69.688
226.487
38.535
125.238
62.784
204.049
60.535
196.737
79.380
257.986
77.646
252.349
99.769
324.248
110
960.213
3.120.691
31
Tabela 11 – Resumo do Desempenho Econômico – Caso Base
Custo do Projeto
Caso
(US$)
Base
GT-1
RE-1
Tempo
Retorno
Investim.
(anos)
6,9
7,2
Custo Anual de
Econ. Líquida
Operação
(US$)
(US$)
13.950.000
15.320.000
9.012.736
7.001.057
6.878.409
2.011.679
2.134.327
Tabela 12 – Resumo do Desempenho Econômico – Análise de Sensibilidade 1
Custo do Projeto
Caso
(US$)
Base
GT-1
RE-1
Custo Anual de
Econ. Líquida
Operação
(US$)
(US$)
14.625.000
14.960.000
9.012.736
7.071.535
6.878.409
1.941.327
2.134.327
Tempo
Retorno
Investim.
(anos)
7,5
7,0
Tabela 13 – Resumo de Desempenho Econômico – Análise de Sensibilidade 2
Custo do Projeto
Caso
(US$)
Base
GT-1
RE-1
13.950.000
14.960.000
Custo Anual de
Econ. Líquida
Operação
(US$)
(US$)
8.469.718
6.506.568
6.570.592
1.963.150
1.899.126
Tempo
Retorno
Investim.
(anos)
7,1
7,9
32
Conclusões
A biomassa é responsável, no Brasil por cerca de 25% da Oferta Interna de
Energia (OIE) (2013) e junto com outras energias renováveis como a hidráulica, a
eólica e a solar, deverão manter no próximo futuro, uma presença ponderável na
matriz energética brasileira, da ordem de 40%. O etanol poderá ampliar a sua
participação atual (16%), suprindo uma parcela considerável da demanda
automotiva, como aditivo da gasolina e uso direto com as alternativas propiciadas
pelos veículos “flex - fuel” se a produção de cana acompanhar o ritmo de
consumo.
Os biocombustíveis de primeira geração, aí incluídos o biodiesel e o etanol
de cana de açúcar, o biodiesel de materiais graxos de origem animal e ou vegetal
(soja, dendê, canola, milho, girassol, mamona, palma e outros) estão em fase de
pesquisa e introdução progressiva no país..
Várias entidades públicas e privadas estão envolvidas, tanto no Brasil como
no exterior, na pesquisa e desenvolvimento dos biocombustíveis de segunda
geração, como o etanol celulósico, que demandam menores quantidades de
matéria prima e são adaptáveis a solos marginais de menor fertilidade e também
no uso de derivados da cana de açúcar para a produção de plásticos
biodegradáveis em substituição ao petróleo, como é o caso da Braskem que já
lançou seus produtos no mercado. As primeiras usinas de etanol celulósico já
entraram em funcionamento nos EUA e na Europa.
Como é sabido, os produtos de origem vegetal sequestram carbono da
atmosfera durante a fase de crescimento através da fotossíntese e o seu balanço
ambiental final quando da queima ou utilização, é positivo ou no mínimo, neutro.
Por outro lado, o etanol a partir da cana-de-açúcar, tem um balanço energético do
seu ciclo produtivo (energia injetada versus energia obtida) de 8 por 1 sendo
cerca de 4 vezes superior ao de outros vegetais, como o milho, fato já
reconhecido pelas autoridades americanas que dada a pouca competitividade e
falta de produção do etanol brasileiro, retiraram os subsídios e barreiras que
impediam a entrada do mesmo naquele mercado. (Ao contrário da lógica, o Brasil
tornou-se hoje um importador líquido de etanol e de gasolina automotiva). Seus
resíduos (bagaço e folhas) possuem um conteúdo energético que é duas vezes
maior que o do caldo ora extraído, possibilitando a sua recuperação para
produção da bio-eletricidade via sistemas de cogeração nas usinas, triplicando o
aproveitamento energético da biomassa.
É um combustível que poderia agregar valor permanente à matriz
energética nacional, mas que periodicamente entra em crise, como ocorre
atualmente, seja por razões climáticas, pela falta de atualização tecnológica
industrial, agrícola e administrativa do setor, bem como pela política errática de
preços praticada pelo governo com o incentivo ao uso da gasolina que inviabiliza
o setor sucro-alcooleiro como um todo e afeta o equilíbrio econômico-financeiro
da Petrobrás e o próprio balanço de pagamento do pais.
33
No caso da energia eólica o fato de serem investimentos modulares, com
financiamentos favorecidos, contratos tipo “take or pay” de longo prazo,
financiamentos favorecidos e pequena ingerência dos problemas ambientais, tem
atraido investidores e provocado baixa nos preços de energia nos leilões
efetuados recentemente, muito embora as questões de conexão ás redes,
capacidade de reserva, investimentos adicionais em reforço da transmissão, área
ocupada, fator de capacidade e confiabilidade de fornecimento não tenham sido
devidamente equacionados em muitos casos. Em 2013 o parque eólico nacional
atingiu uma capacidade instalada de 4.144 MW mas gerou 6,6 TWh (1,1% do
total) ou seja, funcionou com um fator de capacidade f.c de apenas 18%.
O Brasil, para continuar crescendo a taxas razoáveis (4 a 5% a.a.),
necessita de acréscimos de energia “firme” (valor médio anual) da ordem de 3.500
MW/ano. A EPE (Empresa de Pesquisa Energética do MME prevê no PDE 2023 –
Plano Decenal de Expansão de Energia um acréscimo de potência instalada (e
não de energia) de 63.300 MW, dividido em 28.200 MW em Usinas hidrelétricas,
17.000 MW em eólicas, 8.600 MW em outras (PCH, Biomassa, solar) e 9.500 MW
em Fontes não renováveis. É a grande oportunidade para a cogeração
especialmente como solução energética para o pais e econômica do setor sucroalcooleiro .
No caso das usinas da Amazônia (Madeira, Belo Monte), com fator de
capacidade de 40%, sem considerar os custos das longas e complexas linhas de
transmissão, investe-se uma Itaipu para obter um terço da energia gerada pela
mesma, pois as pressões ambientais impedem, mesmo com pleno respeito à lei, a
construção de barragens que promovem a regulação plurianual dos reservatórios,
garantindo o aumento da energia “firme” das usinas, a perenização dos cursos
d’água, a navegação fluvial, o abastecimento das cidades, a piscicultura, as
atividades turísticas, a prevenção de enchentes, evitando o desperdício e a
esterilização dos recursos hídricos da nação.
As secas e enchentes que com certa frequência assolam a Amazônia,
como as que ocorreram recentemente, causam vultosos prejuízos à economia
local deixando inúmeras cidades sem abastecimento de bens de consumo e até
de petróleo para geração de energia elétrica e afetam diretamente a vida das
populações ribeirinhas que ficam sem meios de subsistência pelos baixos níveis
dos rios que impedem a navegação e a própria pesca na região.
Além disso, a introdução na matriz elétrica brasileira de outras fontes
renováveis sazonais (etanol, biomassa) ou intermitentes (eólicas, solar) demanda
a presença crescente de fontes “firmes” de energia fóssil (óleo, gás natural, carvão
ou nuclear) de maior custo e com o consequente passivo em termos de poluição e
gases do efeito estufa (GEE). Essa necessidade de fontes fósseis, que não serão
abandonadas tão cedo pela maioria dos países desenvolvidos, por uma questão
de custos e de segurança energética e o fato do Brasil deter grandes reservas das
mesmas, aponta para uma abordagem do uso desses energéticos com
racionalidade econômica e ambiental, tendo presentes o desenvolvimento das
novas tecnologias de redução dos poluentes (sequestro de carbono, disposição de
rejeitos, aumento dos rendimentos, rapidez de posta em marcha, etc.).
34
Em relação à energia nuclear embora a mesma não seja uma fonte
renovável, ela pode ter tem um papel importante nas questões de segurança de
abastecimento, independência energética e competitividade da economia, pois:
ela é a única não renovável que não emite os gases do efeito estufa e
ainda hoje é reconhecida como uma fonte limpa e segura de energia,
com uma experiência de mais de 12.000 anos/reator durante as últimas
5 décadas apesar do recente desastre de Fukushima
o preço da eletricidade de origem nuclear é considerado competitivo
com outras fontes fósseis, especialmente se forem computados os
custos ambientais embora os custos tenham subido consideravelmente,
especialmente no Brasil e não há previsão de novas usinas no PDE 2023
em relação ás energias renováveis, suas vantagens, além da logística e
custo favorável de abastecimento do pequeno volume de combustível
utilizado, decorrem do alto fator de capacidade (acima de 90%) com que
são operadas as usinas nucleares.
o Brasil possui grandes reservas de urânio, tem o domínio do ciclo de
produção do combustível e possibilidades de penetrar o grande mercado
externo que se abre para o mesmo.
No que se refere ao carvão, as grandes reservas existentes no Brasil tem sido
subutilizadas em virtude dos custos econômicos e ambientais de exploração e dos
preços do petróleo e energéticos concorrentes que frearam até agora, a
incorporação das novas tecnologias para sua adequada utilização. O mesmo
ocorre com o xisto betuminoso (gás de folhelho) que o Brasil possui grandes
reservas e que nos EUA garantiu o abastecimento próprio a preços extremamente
competitivos à sua indústria: US$ 4,50/MMBtu causando retomada de sua
economia e uma verdadeira revolução nos mercados mundiais com baixa notável
dos preços não só do GN mas também do petróleo.
As térmicas a carvão, licitadas nos últimos leilões de energia, empregam
carvão importado como combustível, provavelmente por uma questão de logística
e preço. Dada à celeuma levantada sobre a questão ambiental, o PDE 2023
aparentemente deixou de incorporar a previsão para a entrada de novas usinas a
carvão mantendo estável a capacidade instalada de geração no país com este
combustível fóssil em apenas 3.205 MW.
No tocante ao óleo combustível e em virtude do paradoxo da legislação
ambiental que facilita o licenciamento das térmicas poluentes e dificulta a
construção das hidrelétricas, houve a contratação, para entrada em operação a
partir de 2010, de 5.484 MW de usinas com esse energético, no que seria uma
evidente agressão à política ambiental. (A construção não foi iniciada, pois a
empresa tornou-se inadimplente).
Isto se deve segundo alguns especialistas, aos equívocos de planejamento
e à política comercial dos combustíveis no Brasil e à falta de coordenação entre os
agentes do setor energético, sendo privilegiado o óleo combustível, poluente, em
detrimento do gás natural menos agressivo que continua sendo e continuará a ser
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parcialmente importado e queimado e se tornará ainda mais abundante em função
da exploração das reservas do pré-sal.
Política energética
Mesmo com a descoberta das novas reservas de petróleo no pré-sal, o pais
deveria seguir com uma política energética com ênfase no MDL (Modelo de
Desenvolvimento Limpo) com ações voltadas entre outras, para:
- incentivo às energias limpas, fixação de teto e taxação dos agentes
emissores, prioridade à eficiência energética (cogeração na indústria e melhores
rendimentos dos motores automotivos), e em lugar do incentivo ao transporte
individual, apoio ao transporte coletivo e a outros modais de transporte como
ferrovias e hidrovias.
- Manter e ampliar a presença na matriz energética das fontes primárias
renováveis, com ênfase na biomassa, energia eólica e na utilização integral dos
recursos hídricos, preservando a capacidade de armazenamento e a regulação
plurianual dos reservatórios hidrelétricos;
- Fomento à cogeração na indústria sucro-alcooleira e sua efetiva conexão
ao sistema interligado nacional (SIN);
- Complementação da oferta interna de energia com fontes não renováveis
(óleo, gás natural, carvão, energia nuclear) exploradas com racionalidade
econômica e ambiental;
- Assegurar os recursos necessários para que as empresas, agências e
órgãos da administração direta do Estado efetuem o inventário e ofereçam à
licitação, tempestivamente, os projetos licenciados de que o país necessita;
- Concentrar a atividade direta do Estado, na medida de sua capacidade de
gerar recursos próprios, nas atividades que constituem monopólio da União (ciclo
nuclear) e na implementação das parcerias público-privadas com foco na
eficiência administrativa e na redução dos custos dos empreendimentos;
- Garantir a segurança jurídica aos contratos com o fortalecimento de
Agências Reguladoras autônomas e capacitadas;
- Colocação em prática e efetuar a regulamentação do marco regulatório do
gás natural para torná-lo uma “commodity” exportável e uma fonte confiável e
barata de energia para a indústria e para o setor elétrico separando-a da política
de exploração associada ao petróleo com abertura da exploração do gás de
folhelho (xisto) para investidores privados;
- Revisão dos encargos setoriais, incentivos e impostos que gravam os
preços da energia como resultado de maior controle e eficiência dos gastos
públicos;
- Na área ambiental, eliminar a arbitragem ideológica, a burocratização e
superposição de esferas de licenciamento, e a desnacionalização decisória
monitorando a expansão do setor com vistas ao respeito à lei e ao uso eficiente
das reservas energéticas do país.
C2ES – Center for Climate and Energy Solutions
http://www.c2es.org/docUploads/CogenerationCHP.pdf - IEA, DOE, ANEEL, ANP, EPE,
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