UNIVERSIDADE FEDERAL DA BAHIA
ESCOLA POLITÉCNICA
DEPTº DE ENGENHARIA AMBIENTAL - DEA
MESTRADO PROFISSIONAL EM
GERENCIAMENTO E TECNOLOGIAS
AMBIENTAIS NO PROCESSO PRODUTIVO
ARMANDO COUTINHO DO RIO
IMPACTO AMBIENTAL NA ATIVIDADE DE
LIGAÇÃO DE CLIENTES À REDE ELÉTRICA:
ESTUDO DE CASO
SALVADOR
2008
I
ARMANDO COUTINHO DO RIO
AVALIAÇÃO DA REDUÇÃO DO IMPACTO AMBIENTAL NA
ATIVIDADE DE LIGAÇÃO DE CLIENTES À REDE
ELÉTRICA: ESTUDO DE CASO
Dissertação
apresentada
ao
Programa
de
Especialização em Gerenciamento e Tecnologias
Ambientais no Processo Produtivo, Faculdade
Politécnica, Universidade Federal da Bahia, como
requisito parcial para obtenção de grau de Mestre.
Orientador: Prof. Dr. Ednildo Andrade Torres
Salvador
2008
II
Dedico este trabalho a Iramaia a quem reneguei um tempo precioso na
realização deste trabalho.
Aos meus pais, pelo apoio sempre presente.
Ao meu avô Armando (in memorian) por ter despertado em mim a
curiosidade pelo saber e a vontade para sempre continuar aprendendo.
III
IV
R585a Rio, Armando Coutinho do
Avaliação da redução do impacto ambiental na atividade
de ligação de clientes à rede elétrica: estudo de caso Coelba /
Armando Coutinho do Rio. – Salvador, 2008.
204 f. : il. color.
Orientador: Prof. Dr. Ednildo Andrade Torres
Dissertação (mestrado) – Universidade Federal da Bahia.
Escola Politécnica, 2008.
1. Impacto Ambiental. 2. Energia Elétrica. 3.Condutores
Elétricos. 4 Cobre. 5 Alumínio I. Torres, Ednildo Andrade.
II.Título.
CDD: 621.319
V
AGRADECIMENTOS
Ao professor Ednildo Torres, orientador zeloso e objetivo, sempre
disposto a aprimorar o trabalho com questionamentos e sugestões.
Aos colegas da Coelba em especial a Juvenal Melvino (gerente de Novas
Ligações) por seu apoio na realização da pesquisa e na consecução deste
mestrado, a Sérgio Ricardo pelo prestimoso auxílio na disponibilização de algumas
fontes de dados e a Guilherme Heidorn pelas constantes leituras e sugestões nas
revisões do texto.
VI
RESUMO
Esta dissertação busca avaliar a evolução do impacto ambiental na
atividade de novas ligações de clientes monofásicos na Coelba causadas pelas
mudanças de materiais e de gestão do processo, no período compreendido entre
2001 a 2006.
Como primeira hipótese, considerou-se que houve redução do impacto
ambiental com a substituição de ramais monofásicos multiplexados de alumínio para
ramais concêntricos de cobre. Como segunda hipótese, considerou-se que as
mudanças ocorridas na gestão do processo reduziram o impacto ambiental da
atividade concomitantemente com a redução dos custos da atividade.
Para avaliação do impacto ambiental foi utilizada a abordagem da energia
agregada à produção do metal primário contido nos ramais médios de ligação,
considerando menos impactante aquele que requeresse a menor quantidade de
energia agregada. Para a comparação dos custos foram utilizados os custos médios
da atividade de novas ligações obtidos na Coelba.
No decorrer da dissertação mostrou-se que os ramais de cobre
consomem 55,86 % mais energia que os seus equivalentes em alumínio
comprovando-se que a primeira hipótese levantada é falsa. Esta situação deveu-se
ao fato de que embora o alumínio possua uma energia agregada a sua produção,
por unidade de massa, maior do que a do cobre, a quantidade de massa no
condutor equivalente de cobre é maior do que a do condutor de alumínio.
Mostrou-se, também, que o comprimento dos condutores entre o ponto
de conexão com a rede de distribuição da Coelba e o ponto de medição foi reduzido
em 7,10 m, com uma redução de custos de 28,40 % na atividade além da redução
de 21,21 % comprovando a veracidade da segunda hipótese levantada. Como
conclusão verificou-se que efetivamente houve uma redução no impacto ambiental
da atividade em função da melhoria da gestão do processo.
VII
ABSTRACT
This dissertation intends to evaluate the evolution of the environmental
impact. On the activity of new connections of monophasic clients at Coelba (Bahian
Eletrical Company), caused by the changes of materials and by the process
management during the period fron 2001 to 2006.
As a first hypothesis, one took into consideration that there was some
reduction of the environmental impacte with the substitution of multiplex aluminum
monophasic conductors for cupper concentric ones. As a second hypothesis it was
considered that the changes that took place in the process management reduced the
environmental impact of the activity simultaneously with the reduction coasts of the
activity.
For the evaluation of the environmental impact the approach used was of
the energy aggregated to the production of the primary metal inside the average
conductors
considered to be less impacting than the one that would require a
smaller amount of aggregated energy. For the comparison of costs we used the
average costs of the new connections obtained from Coelba.
Along this dissertation, it was shown that the cupper conductors consume
55.86% more energy than their aluminum equivalents, which proves that the first
hypothesis is false. This was due to the fact that although aluminum possesses
energy aggregated to its production per mass unit, greater than copper, the quantity
of mass in equivalent copper conductor is greater than the aluminum conductor.
It was also shown that the length of the conductors between the
connection point with the distribution net of Coelba and the measurement point was
reduced in 7.10 m, with a coast reduction of 28.40% in the activity besides the
reduction of 21.21%, thus proving the veracity of the second hypothesis. As a
conclusion one verified that there really was reduction in the environmental impact
due to the improvement of the process management.
VIII
LISTA DE FIGURAS
Figura 01 – Participação de contratos por classe
Figura 02 – Casa de máquinas Cia Carris Elétricos da Bahia
Figura 03 – Bondes da Cia de Carris Elétricos no Cais do Ouro
Figura 04 – Burro empacado em frente a um bonde elétrico
Figura 05 – Bonde da Linha Circular de Carris em 1910
Figura 06 – Planta das linhas de bondes elétricos no início do século XX
Figura 07 – Reforma do Elevador Lacerda em 1929
Figura 08 – Curva de Kuznets
Figura 09 – Etapas de Obtenção do Metal Primário
Figura 10 – Requerimentos Energéticos para a Concentração em Função
da Concentração do Elemento na Natureza
Figura 11 – Tabela de Dimensionamento de Ramais (2000)
Figura 12 – Tabela de Dimensionamento de Ramais (2007)
Figura 13 – Ramal de Ligação Aéreo sem Travessia de rua
Figura 14 – Ramal de Ligação Aéreo com Travessia de rua
Figura 15 – Cabo Multiplexado de Alumínio
Figura 16 – Cabo Multiplexado de Cobre
Figura 17 – Evolução dos Custos de Ligação com Obras - Coelba
Figura 18 – Evolução do Índice de Ligação na Primeira Visita – Coelba
Figura 19 – Evolução do Comprimento do ramal Médio – Coelba
Figura 20 – Evolução do Custo Médio de Ligação
17
38
40
46
50
55
57
118
146
152
165
166
167
168
169
171
177
178
179
179
IX
LISTA DE TABELAS
Tabela 01 – Relação parcial de empresas compradas pela AMFORP
Tabela 02 – Maiores Setores Consumidores de Alumínio
Tabela 03 – Maiores Produtores de Alumínio
Tabela 04 – Principais Insumos na Produção do Alumínio Primário
Tabela 05 – Energia Útil Associada à Produção do Alumínio Primário
Tabela 06 - Energia Útil Associada à Produção do Cobre Primário
Tabela 07 – Componente da Energia Mínima de Concentração e de Processo
Tabela 08 – Componente da Energi Mínima de Refino
Tabela 09 – Custo Exergético Total
Tabela 10 – Energia dos Processos Reais
Tabela 11 – Mínima Energia associada aos Metais Primários
Tabela 12 – Características do Cobre e do Alumínio
Tabela 13 – Tabela do Condutor Fase do Cabo Multiplexado de Alumínio
Tabela 14 – Tabela do Condutor Neutro do Cabo Multiplexado de Alumínio
Tabela 15 – Dados Dimensionais Condutor Fase Cabo Concêntrico de Cobre
Tabela 16 – Dados Dimensionais Condutor Neutro Cabo Concêntrico de Cobre
Tabela 17 – Dados Dimensionais Condutor do Ramal de Ligação
Tabela 18 – Energia Real Associada ao Ramal
Tabela 19 – Mínima Energia Associada ao Ramal
Tabela 20 – Variação de Energia e de Custos – Processos Reais
Tabela 21 - Variação de Energia e de Custos – Energia Mínima
Tabela 21 – Variação de Energia dos Ramais de Ligação sem Troca de Material
54
142
143
145
147
149
154
155
157
157
157
160
169
169
171
172
174
182
184
187
187
190
X
LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS
ACV – Análise de Ciclo de Vida
AMFORP – American Foreing Power Co.
ANAMAC – Associação Nacional dos Comerciantes de Material de Construção
ANEEL – Agencia Nacional de Energia Elétrica
BID – Banco Interamericano de Desenvolvimento
BNDES – Banco Nacional de Desenvolvimento
BRASKEM –
CBEE – Companhia Brasileira de Energia Elétrica
CCC – Conta de Consumo de Combustíveis
CDE – Conta de Desenvolvimento Energético
CEAL – Centrais Elétricas de Alagoas
CEE – Companhia de Caris Elétricos
CEEB – Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia
CEEE – Companhia Estadual de Energia Elétrica
CELG – Centrais Elétricas de Goiais
CELPA – Centrais Elétricas do Pará
CEMAT – Centrais Elétricas Matogrossenses
CEPISA – Companhia Energética do Piaui
CERC – Centrais Elétricas Rio de Contas
CERJ – Companhia de Eletricidade do Rio de Janeiro
CERN – Companhia de Eletrificação Rural do Nordeste
CERON – Centrais Elétricas de Rondônia S. A.
CESP – Companhia Energética de São Paulo
Chesf – Companhia Hidroelética do São Francisco
CLC – Companhia Linha Circular de Caris da Bahia
CPFL – Companhia Paulista de Força e Luz
CRC – Conta de Resultados a Compensar
Coelba – Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia
DEC – Duração Equivalente de Interrupção
ENERSUL – Empresa Energética do Mato Grosso do Sul
FEC – Freqüência Equivalente de Interrupção
FMI – Fundo Monetário Internacional
GCOI – Grupo Coordenador de Operação Interligada
IBGE – Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística
IRT – Índice de Reajuste Tarifário
MAE – Mercado Atacadista de Energia Elétrica
MME – Ministério de Minas e Energia
NOS – Operador Nacional do Sistema Elétrico
PIB – Produto Interno Bruto
PREVI – Caixa de Previdência dos Funcionários do Banco do Brasil
RGR – Reserva Global de Reversão
Sudene – Superintendência do Desenvolvimento do Nordeste
TFSEE – Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica
TVA – Autarquia do Vale do Tenessi
XI
SUMÁRIO
CAPÍTULO 1
15
1.1.
INTRODUÇÃO
15
1.2.
CARACTERIZAÇÃO DA EMPRESA
16
1.3.
CONTEXTUALIZAÇÃO
18
1.4.
OBJETIVO
21
1.5.
ROTEIRO DA DISSERTAÇÃO
22
CAPÍTULO 2
24
2.
METODOLOGIA
24
2.1.
INTRODUÇÃO
24
2.2.
A PESQUISA E O MÉTODO
24
2.3.
CLASSIFICAÇÃO DA PESQUISA
25
2.4.
O PROCESSO DA PESQUISA
27
CAPÍTULO 3
32
3.
HISTÓRICO DO SETOR ELÉTICO
32
3.1.
INTRODUÇÃO
32
3.2.
O NASCIMENTO - DO INÍCIO DO SÉCULO XIX ATÉ A DÉCADA DE 1930
33
3.3.
A EXPANSÃO - DA DÉCADA DE 1930 A MEADOS DA DÉCADA DE 1980
60
3.4.
O RETORNO - DE MEADOS DA DÉCADA DE 1980 AOS DIAS ATUAIS
75
3.5.
CONSIDERAÇÕES FINAIS DO CAPÍTULO
78
CAPÍTULO 4
80
4.
80
REGULAÇÃO DA INDÚSTRIA DE ENERGIA ELÉTRICA
XII
4.1.
INTRODUÇÃO
80
4.2.
CONCEITOS ECONÔMICOS
81
4.3.
REESTRUTURAÇÃO DO SETOR ELÉTRICO
82
4.4.
IMPLANTAÇÃO DO MODELO
88
4.5.
CONCESSIONÁRIA DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA
89
4.6.
TARIFAS DE ENERGIA ELÉTRICA
4.6.1.
Estrutura Tarifária
4.6.2.
Composição da Tarifa
92
93
95
4.7.
REAJUSTE TARIFÁRIO
4.7.1.
Reajuste Tarifário Anual
4.7.2.
Revisão Tarifária Periódica (RTP)
4.7.3.
Revisão Tarifária Extraordinária (RTE)
96
97
98
99
4.8.
99
EMPRESA DE REFERÊNCIA
4.9.
O FATOR X
4.9.1.
Componente Xe
4.9.1.1.
Receita
4.9.1.2.
Custos Operacionais
4.9.1.3.
Investimentos
4.9.1.4.
Base de Remuneração
4.9.2.
Componente Xc
4.9.3.
Componente Xa
101
101
102
103
104
105
105
106
4.10.
107
CONSIDERAÇÕES FINAIS DO CAPÍTULO
CAPÍTULO 5
109
5.
COMPETITIVIDADE E MEIO AMBIENTE
109
5.1.
INTRODUÇÃO
109
5.2.
A INDÚSTRIA E O MEIO AMBIENTE
109
5.3.
INOVAÇÃO TECNOLÓGICA
113
5.4.
COMPETITIVIDADE E IMPACTO AMBIENTAL
115
5.5.
IMPACTO AMBIENTAL E O FATOR X
121
5.6.
ANÁLISE DE CICLO DE VIDA - ACV
123
5.7.
AVALIAÇÃO DE IMPACTO AMBIENTAL
126
5.8.
CONSIDERAÇÕES FINAIS DO CAPÍTULO
128
CAPÍTULO 6
129
6.
CONCEITOS FÍSICOS
129
6.1.
INTRODUÇÃO
129
XIII
6.2.
CONSIDERAÇÕES SOBRE ENERGIA
129
6.3.
DEFINIÇÃO DE ENERGIA
132
6.4.
TRABALHO
132
6.5.
EXERGIA
6.5.1.
Definição
6.5.2.
Estado de Referência
134
134
136
6.6.
POTÊNCIA
139
6.7.
CONSIDERAÇÕES FINAIS DO CAPÍTULO
140
CAPÍTULO 7
141
7.
VALORAÇÃO ENERGÉTICA DO COBRE E DO ALUMÍNIO
141
7.1.
INTRODUÇÃO
141
7.2.
PROCESSOS REAIS DE OBTENÇÃO DO ALUMINIO E DO COBRE
7.2.1.
O Alumínio
7.2.2.
O Cobre
142
142
147
7.3.
VALORAÇÃO EXERGÉTICA DOS RECURSOS MINERAIS
7.3.1.
Valoração Exergética dos Recursos Minerais.
7.3.1.1.
Energia Total de Concentração
7.3.1.2.
Energia Total de Refino.
150
150
151
154
7.4.
156
CONSIDERAÇÕES FINAIS DO CAPÍTULO
CAPÍTULO 8
158
8.
CONDUTORES ELÉTRICOS E RAMAIS DE LIGAÇÃO
158
8.1.
INTRODUÇÃO
158
8.2.
CONDUTORES ELÉTRICOS
159
8.3.
COMPARAÇÃO ENTRE CONDUTORES DE ALUMÍNIO E COBRE
161
8.4.
RAMAIS DE LIGAÇÃO
8.4.1.
Alteração nos Tipos de Ramais.
8.4.2.
Ramais Multiplexados de Alumínio.
8.4.3.
Ramais Concêntricos de Cobre.
8.4.4.
Ramais de Entrada.
163
164
169
171
173
8.5.
176
REDUÇÃO DE CUSTOS
8.6.
EVOLUÇÃO DO IMPACTO AMBIENTAL
8.6.1.
Impacto Ambiental – Energia dos Processos Reais.
8.6.2.
Impacto Ambiental – Energia Mínima de Processo.
179
181
182
8.7.
184
CONSIDERAÇÕES FINAIS DO CAPÍTULO
CAPÍTULO 9
186
XIV
9.
CONCLUSÃO
186
9.1.
CONSIDERAÇÕES INICIAIS
186
9.2.
CONCLUSÃO DO ESTUDO DE CASO
188
9.3.
OUTRAS CONSIDERAÇÕES E PROPOSIÇÃO DE NOVOS ESTUDOS
190
REFERÊNCIAS
192
APÊNDICE A - LEGISLAÇÃO FEDERAL DO SETOR ELÉTRICO
196
APÊNDICE B – ENERGIA MÍNIMA DE CONCENTRAÇÃO E ENERGIA QUÍMICA
199
ANEXO A - EXERGIA QUÍMICA DOS ELEMENTOS NO AMBIENTE DE
REFERÊNCIA DE SZARGUT MELHORADO E ATUALIZADO
202
15
CAPÍTULO 1
1.1.
INTRODUÇÃO
O desenho de um produto ou processo levando em consideração o seu
encargo para o meio ambiente tem, dia a dia, ganhado relevância nos meios
produtivos. A importância que a sociedade vem dando às questões ambientais
causa uma pressão sobre a industria no sentido da criação de produtos e/ou
serviços com o menor impacto ambiental possível.
Desta forma, as empresas se preocupam, cada vez mais, em serem
vistas por seus clientes e pela comunidade em que seus produtos são consumidos,
como empresas socialmente responsáveis. Sob este viés, as ações voltadas para a
redução de impactos ambientais e a proteção do meio ambiente começam a deixar
de ser encargos meramente legais e passam a ser iniciativas expontâneas visando
agregar valor a sua imagem.
Esta dissertação pretende avaliar, em um estudo de caso, se é possível,
em um dado processo produtivo, reduzir seus custos e, simultaneamente, tornar o
processo mais ambientalmente correto ao reduzir seu impacto sobre o meio
ambiente.
16
Os critérios a serem utilizados para valorar será uma análise tanto
energética como exergética do principal insumo do processo – os condutores que
formam os remais de ligação dos clientes à rede da concessionária de energia
elétrica.
1.2.
CARACTERIZAÇÃO DA EMPRESA
A Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia – COELBA foi criada
como sociedade de economia mista, através da Lei Estadual no 1.196
de
16
de
outubro de 1959 e instalada em 28 de março de 1960, com o objetivo de promover a
distribuição de energia elétrica em parte do interior do Estado da Bahia.
No ínicio da década de 1970, a Companhia de Eletricidade do Estado da
Bahia (Coelba) incorporou uma série de concessionárias existentes no Estado
dentre as quais se destaca a Companhia de eletricidade do Estado da Bahia (CEEB)
que tinha como área de concessão o Recôncavo Bahiano.
Em 1997, a Coelba passa por uma nova reestruturação sendo privatizada
e passando a ser controlada pelo Grupo Guaraniana formado pelo Grupo
Multinacional IBERDROLA ( como operador ), o Banco do Brasil e a PREVI como
acionistas majoritários.
Em 2003, a Coelba deixa de ser operada pelo Grupo IBERDROLA – o
qual permanece como sócio minoritário - e passa a ser operada pelo próprio Grupo
Guaraniana que, após reestruturação, passa a chamar-se Grupo Neoenergia.
A área de concessão da Coelba é de 565.511 km2 atendendo 415 dos
417 municípios no Estado da Bahia ( os municípios de Rio Real e Jandaira são
supridos pela Sulgipe ), ligando 3.680.857 consumidores, em 2004,sendo a terceira
maior concessionária nacional em número de clientes e cujo perfil é demonstrado
abaixo:
17
Sua força de trabalho constitui-se de 2.772 empregados próprios e cerca
de 5.000 terceirizados. Sua Receita Líquida em 2004 foi de R$ 2.065.672.000,00
representando aproximadamente 42% da receita líquida do Grupo Neoenergia.
Em dezembro de 2004 possuía 8.200 km de linhas de transmissão de 69
a 230 kV, 258 subestações, 94.557 km de linhas e redes de distribuição primária e
55.342 km de rede de distribuição secundária.
É responsável pela distribuição de 54,1% da energia elétrica total
consumida no estado, sendo o restante atendido pela Companhia Hidroelétrica do
São Francisco - Chesf ( 35,7% ), BRASKEM ( 4,9% ) e por comercializadores que
operam no mercado livre ( 5,3% ) e congregam indústrias com grande demanda de
energia.
O principal negócio da Coelba é a distribuição e a comercialização de
energia elétrica. Com a nova reestruturação do setor elétrico a Coelba perde a parte
correspondente a geração de energia, mantendo a distribuição (monopólio natural) e
a comercialização de energia.
Trata-se de uma empresa em plena expansão com a agregação média de
160.000 clientes/ano e ativando e modificando mais de 200.000 contratos/ano.
18
1.3.
CONTEXTUALIZAÇÃO
Após a privatização da Coelba em agosto de 1997, a mesma passou por
uma série de transformações dentre as quais se destaca a administração por
processos, o forte combate a perda de energia e a busca de melhoria dos índices
operativos.
Com relação à administração por processos, foram escolhidos dois nos
quais vislumbrou-se um maior potencial de ganho no seu redesenho que foram:
Atender a Novas Ligações e Atender Clientes. Para cada um desses processos
foram selecionados profissionais da própria empresa, especialistas em áreas
relacionadas às atividades para promover a reestruturação de como estas atividades
eram conduzidas na empresa.
O grupo responsável pela reestruturação do processo “Atender a Novas
Ligações” foi formado em dezembro de 1998 e teve sua conclusão com a criação do
Departamento de Novas Ligações em novembro de 2000, quando houve uma
completa reestruturação da empresa que passou a ter sua estrutura organizacional
montada por processos.
A partir dessa data, foram implantadas profundas alterações nos
procedimentos e nos controles das atividades relacionadas a ligações de clientes
independente da introdução de novas tecnologias nos materiais utilizados nesta
atividade.
Também, neste período, houve mudanças nos materiais empregados no
processo de ligação de clientes. Os dois principais motivos para a introdução de
novos materiais em redes de distribuição de baixa tensão foram:
i)
Redução
das
fornecimento
distribuição e
principais
de
energia
causas
em
de
tensão
interrupções
de
secundária
de
19
ii)
ii) Inibição da ligação clandestina de clientes ou autoreligados.
Com relação ao combate as perdas de energia, principalmente as perdas
comerciais, houve um grande esforço de reversão principalmente a partir do início de
1998 onde foram criadas unidades regionais com atribuição específica de agir no
combate a ligações clandestinas, consumidores auto religados, fraudes de energia e
erros de cadastramento de clientes.
Neste período, as ações de combate a perdas comerciais concentraramse principalmente na regularização de clientes que se ligavam a rede de distribuição
de energia a revelia da concessionária ( ligações clandestinas ), com investimentos
significativos na eletrificação de comunidades carentes existentes nas áreas urbanas
dos municípios da área de concessão e na recuperação dos clientes que tiveram
seu fornecimento interrompido por inadimplência e que se auto-religavam
clandestinamente à rede de distribuição de energia ( auto-religados ).
Neste mesmo período, a Coelba iniciou fortes investimentos para redução
dos seus principais índices operativos: de Duração Equivalente de Interrupção
(DEC) e da Freqüência Equivalente de Interrupção (FEC). Após análise das
principais causas de interrupção do fornecimento de energia foi constatado que
dentre as mesmas encontravam-se:
a) Defeitos nos ramais de ligação ( cabos e conectores ) e
b) Árvore na rede ( contato acidental entre galhos de árvores e a rede
elétrica ).
Uma série de inovações foi introduzida nos materiais que compunham as
redes de distribuição de energia, mais enfaticamente naquelas com tensões de
serviço abaixo de 2,3 kV (tensão secundária de distribuição), responsáveis pela
ligação direta dos consumidores de baixa tensão.
20
Em 1998, foram substituídas, paulatinamente, as redes secundárias nuas
(não isoladas) de cobre e alumínio por redes secundárias de alumínio multiplexado e
os ramais de ligação deixaram de ser de cobre WPP passando a serem de alumínio
multiplexado. Quanto a estes mesmos ramais, foram introduzidos posteriormente
(2001), de forma pontual, em áreas de grande incidência de desvio de energia os
condutores concêntricos de cobre para ramais monofásicos. A partir de 2002, todos
os ramais de ligação monofásicos passaram a ser formados por cabos concêntricos
de cobre.
Em função das inovações introduzidas na empresa, houve um grande
impacto nas atividades de ligação de clientes, mais notadamente no produto
(materiais que compõem a ligação de clientes com: condutores e conectores) após
1998 e no processo (reestruturação organizacional, mudança de procedimentos
operacionais, criação e gerenciamento de indicadores, etc ) após 2000.
Com a entrada em vigor da Lei Federal 10.438 de 26 de Abril de 2002 que
dispõe, dentre outros temas pertinentes ao setor elétrico nacional, sobre a
universalização do acesso gratuito ao serviço público de energia elétrica e
posteriormente a Lei Federal 10.762, de 11/11/2003, que dispõe sobre a criação do
programa emergencial e excepcional de apoio às concessionárias de serviços
públicos de distribuição de energia elétrica que altera as leis federeais 8.631, de 4
de março de 1993, 9.427, de 26 de dezembro de 1996 e10.438, de 26 de abril de
2002, a Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia – COELBA viu-se compelida
a acrescer 408.770 novas unidades consumidoras no meio rural (Censo
2000/IBGE1) além do contínuo crescimento vegetativo dos seus consumidores (
140.000 novas unidades por ano ) até 2008, impondo-se a um esforço de agregação
de clientes sem precedente em sua história.
Frente a este desafio que se reflete com intensidade variável em todas as
distribuidoras de energia elétrica brasileiras e a crescente preocupação com os
impactos ambientais de produtos e serviços faz-se necessário perguntar: As
inovações introduzidas na atividade de ligação de clientes monofásicos na Coelba
1
Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística
21
entre 2001 e 2006, tanto no processo como no produto, reduziram o impacto
ambiental desta atividade?
1.4.
OBJETIVO
O objetivo geral desta dissertação é verificar, através de uma análise
energética e exergética, se houve redução do impacto ambiental da atividade de
novas ligações, no período compreendido entre 2001 e 2006, considerando a
energia associada à obtenção do metal primário no conjunto ramal de ligação/ ramal
de entrada, na Coelba.
Como objetivo específico, avaliou-se, comparativamente, os condutores
de alumínio e cobre com o intuito de determinar qual dos dois possuía maior energia
associada a produção do metal primário contido em cada um deles.
Foram levantadas as seguintes hipóteses nesta dissertação:
i) As inovações introduzidas nos materiais utilizados na ligação de novos
clientes reduziram o impacto ambiental da atividade.
ii) As inovações introduzidas nos procedimentos, controles e logística na
ligação de novos clientes reduziram o custo e o impacto ambiental da atividade.
A relevância deste estudo deve-se aos seguintes motivos:
Propiciar a sedimentação do conceito de eficiência energética nas
atividades empresariais. Este tipo de análise apresenta uma visão mais abrangente
da real utilização do potencial energético em um processo produtivo.
No setor elétrico de distribuição de energia brasileiro, estudos de
avaliação de impactos ambientais em suas atividades produtivas, bem como a
análise de ciclo de vida são bastante insipientes.
22
Como o setor de distribuição de energia elétrica nacional tem
homogeneidade em uma parte significativa de seus produtos e processos, as
análises desenvolvidas neste trabalho serão de fácil adaptação para posteriores
estudos em outras distribuidoras de energia elétrica.
1.5.
ROTEIRO DA DISSERTAÇÃO
Esta dissertação compõe-se de nove capítulos.
No segundo capítulo discorre-se sobre a metodologia a ser adotada e a
classificação da pesquisa feita. Também será relacionada as diversas etapas e
escolhas feitas no levantamento e análise dos dados
No terceiro capítulo é feito um histórico da indústria de energia elétrica
com o intuito de esclarecer a evolução do setor além de associar as características
de desenvolvimento desta indústria aos principais pensamentos econômicos
vigentes nos vários períodos analisados, culminado com os fatores que levaram ao
processo de privatização de parte do setor elétrico e, mais especificamente, a
privatização da Coelba.
No quarto capítulo, discorre-se sobre a atual regulamentação do setor
elétrico além da composição tarifária do setor de distribuição de energia elétrica e
como a atual regulamentação suporta conceitos de competitividade numa empresa
que detém o monopólio natural de sua atividade, sustentando a necessidade do
posicionamento da empresa no que tange a preocupação de sua imagem frente aos
seus clientes e acionistas.
O quinto capítulo trata da atual preocupação com o meio ambiente e de
conceitos relacionados ao mesmo. Trata, também, da teoria do Duplo Dividendo de
Porter além de determinar os critérios que serão utilizados para a valoração dos
impactos ambientais nesta dissertação.
23
O sexto capítulo aborda os conceitos de energia e exergia além de outros
conceitos físicos necessários ao entendimento desta dissertação.
O sétimo capítulo discorre sobre a energia agregada aos metais
primários, tanto cobre como alumínio, valorando energética e exergeticamente esta
fase do processo.
No oitavo capítulo é quantificada a energia necessária à produção dos
condutores de cobre e de alumínio utilizados como ramais de ligação para clientes
monofásicos na Coelba, considerando a energia e a exergia necessárias na
produção do metal primário.
Também são valorados os ganhos no processo produtivo, em termos de
balanço de massa, conseguidos com as mudanças introduzidas no processo de
execução do serviço. Estes ganhos serão valorados em termos de energia e exergia.
Far-se-á também uma comparação entre os condutores de alumínio e cobre
utilizados avaliando energética e exergeticamente as diferenças entre os dois tipos
de condutores.
No nono capítulo serão dadas as conclusões e recomendações oriundas
do estudo feito.
24
CAPÍTULO 2
2.
METODOLOGIA
2.1.
INTRODUÇÃO
Neste capítulo procurar-se-á mostrar o tipo de pesquisa adotado bem
como relacionar as diversas etapas e escolhas feitas no levantamento e análise dos
dados.
2.2.
A PESQUISA E O MÉTODO
Para Bello (2005, p. 16) pesquisa é:
[...] o mesmo que busca ou procura. Pesquisar, portanto, é buscar ou
procurar resposta para alguma dúvida ou problema. Em se tratando
de Ciência a pesquisa é a busca de solução a um problema que
alguém queira saber a resposta.
Já para Minayo (1993, p. 23) a pesquisa pode ser entendida como:
25
[...] atividade básica das ciências na sua indagação e descoberta da
realidade. É uma atitude e uma prática teórica de constante busca
que define um processo intrinsecamente inacabado e permanente. É
uma atividade de aproximação sucessiva da realidade que nunca se
esgota, fazendo uma combinação particular entre teoria e dados.
Gil (1999) define a pesquisa como:
[...] um processo formal e sistemático de desenvolvimento do método
científico. O objeto fundamental da pesquisa é descobrir respostas
para problemas mediante o emprego de procedimentos científicos
(GIL, 1999, p. 42).
Desta forma, para se efetuar uma pesquisa científica é necessário existir
um formalismo científico, uma metodologia que pode ser definida como:
[...] o interesse por princípios e técnicas de alcance médio, chamados
conseqüentemente de métodos [...] Métodos são técnicas
suficientemente gerais para se tornarem comuns a todas as ciências
ou a uma parte significativa delas. (Kaplan apud Castro, 2006, p. 31).
E, por fim conclui:
Em resumo, o objetivo da metodologia é ajudar-nos a compreender,
nos seus termos mais amplos, não o produto da pesquisa, mas o
próprio processo. (Kaplan apud Castro, 2006, p. 31).
2.3.
CLASSIFICAÇÃO DA PESQUISA
Existem várias maneiras de classificar uma pesquisa científica. Um dos
critérios utilizados é quanto a sua natureza (pesquisa básica ou aplicada). Esta
pesquisa é eminentemente uma pesquisa aplicada, pois “objetiva gerar conhecimentos
para aplicação prática dirigidos a solução de problemas específicos” (SILVA, 2001, p. 20).
Do ponto de vista da forma de abordagem do problema trata-se de uma
pesquisa quantitativa, pois traduz em números as informações para serem
classificadas e analisadas.
26
No que se refere aos seus objetivos este pesquisa pode ser classificada
como explicativa, pois: “tem como proposta identificar os fatores que determinam ou
contribuem para a ocorrência dos fenômenos e procuram explicar a razão e o porquê das
coisas” (FARIA, 2007, p. 31).
Por fim, no que se refere aos aspectos de procedimentos técnicos esta
pesquisa é classificada como estudo de caso. O estudo de caso pode ser definido
como uma pesquisa que trata:
[...] de um objeto bem restringido (individual) sobre o qual se levanta
o maior número de informações possíveis. Assim, uma cidade, um
fenômeno ou mesmo um evento podem ser objetos de estudo de
caso. Por ser uma análise de um caso isolado, deve-se ter o cuidado
ao se generalizarem as conclusões para outros fatos/fenômenos do
mesmo padrão. (sic. SILVA, 2008, p. 157).
Para Severino (2007), o estudo de caso é definido como:
Pesquisa que se concentra no estudo de um caso particular,
considerado representativo de um conjunto de casos análogos, por
ele significativamente representativo. [...]
[...] O caso escolhido para a pesquisa deve ser significativo e bem
representativo, de modo a ser apto a fundamentar uma
generalização para situações análogas, autorizando inferências (sic
SEVERINO, 2007, p. 121).
Para Yin (2001, p. 63) uma das razões para a escolha de um estudo de
caso é quando o objeto da pesquisa é um caso revelador, dando ao pesquisador a
chance de observar e analisar uma situação que não tenha sido previamente
investigada.
O presente estudo de caso se enquadra nas afirmações de Silva (2008),
Severino (2007) e Yin (2001). Trata-se de um objeto restrito, pois discorre obre os
impactos ambientais gerados com as mudanças de normas e padrões da Coelba
entre os anos de 2001 e 2006.
Também é um caso representativo porque a maioria das distribuidoras de
energia elétrica brasileiras utiliza cabos multiplexados de alumínio e/ou cabos
27
concêntricos de cobre nos seus ramais de ligação de clientes monofásicos.
Embora o resultado final da pesquisa, seja peculiar ao estudo de caso em
curso, o procedimento utilizado para obtenção da energia agregada à produção do
metal primário contido nos ramais de ligação como indicador do grau de impacto
ambiental, são plenamente aplicáveis e reproduzíveis nas distribuidoras de energia
elétrica.
Por fim, enquadra-se em um dos requisitos proposto por Yin (2001) por ter
sido uma oportunidade impar de se estudar os impactos causados pela troca de
condutores de alumínio para cobre em grande escala.
Além disto, pôde-se analisar o impacto do aumento da eficiência de
utilização dos cabos em ramais de ligação numa empresa de distribuição de energia
que é a terceira maior empresa brasileira deste setor em número de clientes ligados
e que possui o maior programa de universalização de acesso a energia elétrica do
Brasil.
2.4.
O PROCESSO DA PESQUISA
Nesta dissertação, o levantamento e a análise dos dados se processará
seguindo as situações de contorno abaixo:
Somente serão avaliados os clientes monofásicos ligados à rede da
concessionária nos anos de 2001 e 2006.
O ramal de ligação médio foi obtido pela razão entre a quantidade total de
ramais monofásicos apropriados nos projetos de ligação no ano especificado pela
quantidade total de clientes monofásicos ligados no mesmo ano.
Devido às alterações sofridas nas normas de ligação da concessionária
entre 2001 a 2006, serão comparados a soma do ramal de ligação médio com o
28
ramal de entrada médio ambos praticados em 2001 com o ramal de ligação médio
de 2006 já que o ramal de entrada médio de 2006 foi considerado nulo.
Como o ramal de entrada era de responsabilidade do cliente, a
concessionária não possui histórico da bitola e do quantitativo de condutores gasto
nesta parte do padrão de entrada.
Para suprir este hiato serão feitas duas considerações. A primeira delas
diz respeito às bitolas dos condutores. Conforme Figura 10 os condutores dos
ramais de entrada possuíam bitola 4 mm2 e 6 mm2 para ramais de ligação de 10
mm2 de alumínio multiplexado e 16 mm2 para ramais de ligação de 16 mm2 de
alumínio concêntrico.
Apesar de ser conhecida a proporção entre ramais de ligação de 10 mm2
e 16 mm2 de alumínio, a proporção de ramais de entrada de 4 mm2 e 6 mm2 não o é
já que, como os mesmos eram de responsabilidade do cliente, a Coelba não
guardou este histórico. Para se ser conservador na análise dos resultados, nesta
dissertação só será considerado o ramal de ligação de 4 mm2 cobre para o ramal de
entrada de 10 mm2 de alumínio.
Com relação ao comprimento dos ramais de ligação o mesmo é função do
posicionamento do padrão de entrada em relação à rede de distribuição da
concessionária tomando como referência a via pública. Em função dos grandes
números envolvidos e da distribuição aleatória do posicionamento das ligações em
relação à rede considerou-se a proporção é de 50% para cada uma das situações.
Para avaliação do impacto ambiental foi considerada a energia associada
à produção do metal primário contido em cada condutor.
Devido à variação de base nas diversas fontes pesquisadas em relação à
energia associada à produção dos metais primários, foi necessária a conversão
delas para uma única base. A base escolhida foi a da foi a da energia útil, pois a
29
mesma independe da matriz energética, fato que poderia distorcer a análise dos
resultados.
A principal desvantagem na utilização da energia útil é que a mesma não
evidencia as perdas existentes nos processos de conversão da energia primária.
Contudo, não é relevante neste estudo já que se pretende fazer uma análise
comparativa entre duas situações envolvendo materiais distintos e produzidos dentro
da mesma matriz energética.
Como vantagem da utilização da energia útil pode-se considerar que os
dados podem ser convertidos, com facilidade, para energia primária de qualquer
matriz energética desejada.
Para a determinação da energia útil necessária à obtenção de uma
unidade de massa do alumínio e cobre primários, considerou-se a energia
necessária nas etapas de extração e refino dos respectivos metais.
Uma vez estabelecidas a energia necessária para a produção dos dois
metais, fez-se uma comparação entre os condutores de alumínio e cobre. Para tanto
estabeleceu-se uma equivalência de seção transversal entre os condutores
compostos por estes dois metais considerando que ambos possuíssem a mesma
resistência elétrica.
Para
estabelecimento
desta
equivalência,
ou
seja,
condutores
eletricamente eqüirresistentes, considerou-se que os mesmos deveriam atender a
mesma carga, sob a mesma diferença de potencial, a igual distância e com a mesma
queda de tensão entre a fonte e a carga.
Uma vez estabelecida a equivalência em relação à seção transversal dos
condutores, estabeleceu-se a equivalência em relação à massa e, considerando que
em um passo anterior já havia sido estabelecido a energia por unidade de massa de
cada um dos metais, pode-se estabelecer uma relação de energia entre os
condutores equirresistentes de alumínio e cobre.
30
Com o estabelecimento de qual dos dois condutores genericamente
agrega maior energia no seu processo de obtenção do metal primário, avaliou-se a
energia agregada a 1 metro de cada condutor utilizado como ramal de ligação e
ramal de entrada, para clientes monofásicos, em 2001 e 2006.
Como os clientes são atendidos por ramais com várias seções
transversais em função de sua carga, utilizou-se o critério de se determinar a energia
de 1 metro dos ramais de ligação e entrada considerando a proporcionalidade de
utilização de cada um dos condutores.
Por fim estabeleceu-se o comprimento do ramal de ligação médio e ramal
de entrada médio em 2001 multiplicando-os pela energia obtida para 1 metro dos
ramais de ligação e entrada equivalentes comparando-os com os mesmos dados
obtidos para 2006, avaliando em qual das duas situações obteve-se menor energia
agregada.
Como contraponto à avaliação do impacto ambiental considerando a
energia útil agregada à produção do metal primário dos condutores utilizados nos
ramais de ligação e entrada, foi considerada também a mesma comparação
utilizando a exergia associada à produção do metal primário.
Trata-se de um contraponto porque, na primeira análise, considerou-se a
energia útil desconsiderando-se portanto, as perdas nos processos de conversão de
energia enquanto que, na segunda análise, considerou-se um processo ótimo, sem
perdas e independente do estágio tecnológico.
Para a avaliação do impacto ambiental sob uma abordagem exergética,
utilizou-se os mesmos métodos e situações de contorno daqueles previstos na
análise por energia útil. A única diferença reside na forma de valorar a energia
necessária à produção de uma unidade de massa do metal primário.
Na análise exergética este valor foi obtido considerando a mínima energia
gasta pela natureza para concentrar o mineral desde a sua concentração média na
31
crosta terrestre até o estágio de concentração necessário ao refino do metal em
estudo, acrescido da energia química necessária para a transformação do mineral
no metal escolhido.
Para a determinação da concentração média do mineral na crosta
terrestre e da energia química necessária para a transformação do mineral em
metal, foi utilizado como referência o ambiente proposto por Ranz e Valero.
32
CAPÍTULO 3
3.
HISTÓRICO DO SETOR ELÉTICO
3.1.
INTRODUÇÃO
O objetivo deste capítulo é mostrar, de forma sucinta, a evolução da
indústria de energia elétrica nacional e, em especial, da baiana, fazendo uma análise
expedita dos principais pensamentos políticos que nortearam a economia mundial e
seus conseqüentes reflexos na indústria elétrica brasileira e baiana. Além disto,
procurar-se-á mostrar como o setor elétrico se desenvolveu ao longo dos últimos
110 anos dando sustentação ao desenvolvimento da indústria nacional.
Para tanto dividir-se-á este período em três etapas. A primeira delas vai
do final do século XIX até o início da década de 1930, período onde a política
econômica predominante era o liberalismo, cujo um dos principais teóricos foi Adams
Smith. Na história do setor elétrico brasileiro e baiano, este período se caracteriza
pelo surgimento das empresas de energia elétrica concorrentes, alto grau de
competição, fusões e aquisições de empresas além de baixa intervenção do estado.
O segundo período se estende do início da década de 1930 até meados
da década de 1980. Neste, o principal pensamento político era o “Wellfare State”,
cujo um dos principais teóricos foi Kaynes no qual previa a intervenção direta do
estado para organizar e prover de infraestrutura do capitalismo nacional. Na história
33
do setor elétrico brasileiro e baiano, este período se caracteriza pela regulação do
uso das reservas naturais através do estado, aquisições das principais empresas da
indústria do setor elétrico pelo estado, nacionalizando as mesmas e altos
investimentos em infra-estrutura.
Por fim, o terceiro período que compreende entre meados da década de
1980 até os dias atuais onde retorna a predominância do pensamento liberal, com
adaptações evolutivas, o qual costuma-se designar Neo-liberalismo. Na história do
setor elétrico brasileiro e baiano, este período tem se caracterizado pela
desestatização da indústria do setor elétrico e na tentativa de se adotar um modelo
regulatório que garanta a preservação dos interesses da coletividade num mercado
de monopólio natural, entregue à administração privada, garantindo a modicidade
tarifária, mantendo a capacidade de investimento destas empresas, além de garantir
um adequado retorno financeiro para os investidores deste setor.
3.2.
O NASCIMENTO - DO INÍCIO DO SÉCULO XIX ATÉ A DÉCADA DE
1930
O início da indústria de geração e distribuição de Energia Elétrica
desenvolveu-se na segunda metade do século XIX, principalmente na Europa e
América do Norte. As primeiras aplicações comerciais da energia elétrica foram no
âmbito das comunicações. Como exemplo pode-se citar a Telegrafen-Bauanstalt
Siemens & Halske, empresa fundada em 1847 que atuava na área de construção e
implantação de sistemas telegráficos e que posteriormente tornou-se a multinacional
SIEMENS.
Outra aplicação importante no início desta indústria foi a lâmpada elétrica
que revelou o problema da quantidade de energia requerida para transformar
energia térmica em energia luminosa. As baterias não eram mais viáveis para esta
aplicação o que levou a criação dos primeiros geradores de corrente contínua e
posteriormente os primeiros motores de corrente contínua.
34
Com o aumento da demanda, problemas referentes a níveis de tensão e
intensidade de correntes levaram a criação de geradores e motores de corrente
alternada, tecnologia utilizada até os dias atuais.
Contudo, a energia elétrica não se difundiu na mesma forma na Europa e
na América do Norte. Por exemplo, a difusão da utilização da lâmpada
incandescente se desenvolveu mais rápido na América do que na Europa em função
da infraestrutura já existente conforme citado por Gonçalves Junior (sic. 2002, p.55):
No entanto, a maioria das tecnologias de energia elétrica não teve
facilidade para conquistar a sua demanda. A iluminação elétrica, por
exemplo, deve dificuldade para se impor como tecnologia de
iluminação na Europa. Pois, nos países europeus existia uma boa
rede de distribuição de gás, e nas regiões que não dispunham de
rede de distribuição, o aparecimento do querosene era um obstáculo
para a expansão desta indústria, situação inversa a verificada nos
EUA. Contudo, a indústria elétrica na Europa, ao contrário dos EUA,
teve – nos primórdios – utilização predominante como fonte
mecânica, ou seja, como motor principalmente na utilização nos
transportes urbanos, bondes elétricos e em alguns metrôs, antes da
intensificação do uso do automóvel.
Ainda segundo Gonçalves Junior (sic. 2002, p. 55-56), mesmo a Energia
Elétrica tendo suas bases teóricas se desenvolvido primeiramente na Inglaterra e na
França não foram estes países que primeiro desenvolveram esta indústria nascente
quando diz:
Assim, apesar de grande parte das experiências que marcaram a
possibilidade do desenvolvimento da indústria elétrica ter se
realizado por experimentadores da Inglaterra e da França, não foram
estes países que constataram o imediato progresso da energia
elétrica. Pois, o capital não promove alteração tecnológica nos seus
meios de produção, antes que todo seu capital fixo tenha atingido o
tempo de maturação do seu capital. Daí porque a indústria elétrica
desenvolveu-se com maior facilidade nos EUA e na Alemanha, pois
estes países não tinham seu parque industrial marcado pelas
tecnologias da primeira revolução industrial (fonte de energia
mecânica: máquina a vapor). Isto permitiu a origem de duas fontes
de demanda: indústrias que requeriam energia elétrica para
produção de energia mecânica (motores elétricos para acionamento
de máquinas) e serviços públicos de iluminação e acionamento de
motores elétricos para transporte urbano.
Um fenômeno que se observou nos primórdios da energia elétrica foi ter
35
surgido e evoluído da iniciativa individual de uma série de inventores que se
associavam ao capital financeiro para comercialização dos seus inventos e/ou
descobertas.
Um exemplo ilustrativo é, mais uma vez, a lâmpada elétrica. Inventada
simultaneamente nos Estados Unidos em 1878 e na Inglaterra em 1879 por Thomas
Edison e Joseph Swan, respectivamente. A união entre Edison e Morgan (banqueiro
americano) resultou na formação da Edison General Electric Company que, anos
mais tarde, veio a se fundir com a The Thomson Houston International Electric Co.
formando a General Electric Company – a mais poderosa empresa da industria
elétrica norteamericana na época.
Este fato pode ser explicado considerando as teorias econômicas
vigentes na época:
No século XIX prevalecia a teoria clássica cujo principal teórico, Adams
Smith, pregava a livre concorrência e a não intervenção do Estado na economia – O
Estado Liberal Constitucional. Em seu livro A riqueza das nações, defendia que a
economia se auto-regulava, pois, cada indivíduo, mesmo visando exclusivamente os
seus interesses, era compelido, de forma inconsciente, a obter o melhor para a
sociedade. Qualquer influência do Estado na livre concorrência quebraria este
equilíbrio levando a condições danosas a sociedade como um todo.
O papel do Estado deveria restringir-se a garantir a paz, a segurança e as
liberdades individuais, definido por Kant como Estado “gendarme” ou Guarda
Noturno. Desta forma, este foi um período onde se restringiu o poder do estado,
dividindo a autoridade para garantir a não centralização do poder que teve sua
principal expressão na separação dos poderes proposta por Montesquieu. Em
termos dialético, tratou-se de uma antítese ao estado absolutista cuja expressão
econômica foi o mercantilismo.
Por este motivo, a iniciativa privada toma as rédeas do desenvolvimento
desta nova tecnologia ( a energia elétrica ) e começa a tecer uma rede de produtos e
36
serviços que venham dar sustentação econômica à indústria nascente, induzindo
uma nova demanda, principalmente, de bens de consumo.
Para exemplificar a assertiva acima, pode-se citar Teixeira (2005, p.67):
A América do Sul já vinha sendo descoberta pelos capitais
estrangeiros na busca de novos investimentos. Empresas inglesas,
americanas, alemães, dentre outras, logo que começaram a aplicar a
energia elétrica em seus países, não hesitaram em ampliar seus
mercados, ambicionando se instalar no Brasil.
No Brasil, a implantação da indústria da eletricidade deu-se de maneira
bastante limitada. Mesmo não tendo um amplo parque industrial baseado na
tecnologia da primeira revolução industrial, sua economia tinha como principal
elemento o cultivo e a exportação da cana açúcar e do café. Possuía, portanto, uma
economia basicamente agrária, com uma indústria de bens de produção bastante
incipiente. Por este motivo, as principais utilizações da energia elétrica no Brasil
foram: nos meios de transporte e na iluminação pública, ou seja, nos bens de
consumo.
A primeira demonstração, em terras brasileiras, da utilização da energia
elétrica deu-se na capital do império em 1879. Neste mesmo ano foi inaugurada a
iluminação elétrica da Estrada de Ferro D. Pedro II2.
O primeiro sistema de iluminação elétrica pública deu na cidade de
Campos, no estado do Rio de Janeiro em 1883 e depois na cidade de Rio Claro, no
estado de São Paulo, em 1885.
A cidade de Campos, que tinha sua economia baseada na cana de
açúcar, já possuía um sistema de iluminação pública a gás o qual foi substituído pela
iluminação elétrica. Originalmente, o sistema era composto por 39 lâmpadas e três
geradores de corrente contínua.
2
Segundo Teixeira (2005, p.68), a primeira experiência com a energia elétrica na Bahia deu-se em 1885 quando o professor da
Escola de Medicina da Bahia Malaquias Alvares dos Santos, utilizando baterias, iluminou, por algumas horas, os cômodos da
escola de medicina bem como parte da área externa.
37
Para exemplificar o processo de eletrificação brasileira até 1930
utilizaremos o processo de eletrificação da Bahia, mais especificamente a cidade de
Salvador.
A elite de Salvador, no final do século passado, não se diferenciava do
resto do país no que tange a novidade da utilização da energia elétrica tanto nos
meios de transporte como na iluminação pública.
Contudo, Salvador começou seu processo de eletrificação não pela
utilização da energia elétrica para a iluminação pública e sim como meio de tração
para o transporte de massa.
Tendo sido a primeira cidade brasileira a utilizar o sistema de Bondes3
com tração animal em 18664 com percurso da Praça do Comércio até a baixa do
Bonfim, Salvador foi a segunda capital brasileira a ter este serviço disponível através
de tração elétrica.
Da mesma forma que a primeira linha de bonde com tração animal, a
primeira linha de Bonde com tração elétrica ocorreu na “Cidade Baixa”5. Em ambos
os casos a empresa pioneira foi a Companhia de Veículos Econômicos. O processo
ocorreu na cidade baixa por três motivos principais:
O primeiro deles foi topográfico. A cidade baixa tem uma topografia muito
mais plana reduzindo o investimento inicial de implementação das linhas. A
implantação de bondes na cidade alta requereu uma série de intervenções em vias
existentes dentre as quais pode-se citar: elevação do nível da Praça Castro Alves,
redução da inclinação da Ladeira de São Bento e redução do declive em parte da
Ladeira da Barra.
3
4
Os primeiros bondes surgiram na cidade de Boston em 1865. Seu nome deriva das cartelas compradas para sua utilização.
Segundo Sampaio (2005, p.166) apesar de formalmente inaugurada em abril de 1866 com a presença do conselheiro Manoel
Pinto de Souza Dantas, presidente da província da Bahia, a linha de bondes da Veículos Econômicos só começou a operar em
28 de Maio de 1869 no trecho Coqueiro de Água de Meninos – Bonfim. Somente no ano seguinte o trecho se estendeu até a
Praça do Riachuelo.
5
A antiga cidade de Salvador era dividida entre a cidade alta, que compreende o trecho do Santo Antônio até a Vitória e a
cidade baixa, que se estende desde o comércio até a península itapagipana.
38
O segundo motivo foi o demográfico. Segundo Teixeira o maior
adensamento populacional da cidade de Salvador, na segunda metade do século
XIX se localizava na península de Itapagipe.
A confluência destes dois fatores associado a forte concorrência da
Companhia Linha Circular, fundada em 1887, que disputava praticamente os
mesmos trechos, levou a Companhia de Veículos Econômicos a fechar um contrato
com a Siemens e Halske para eletrificar suas linhas. Para tanto foi construída a
primeira grande usina geradora de energia elétrica da Bahia, situada no Largo de
Roma, composta por duas turbinas a gás acopladas a dois geradores de 150 HP.
Neste ponto, vale deter-se um pouco nos fatos históricos que antecederam a
entrada da Siemens no mercado de transporte urbano de Salvador.
Em 1894, o coronel Antônio Francisco Brandão, acionista da empresa
Veículos Econômicos, comprou o ramal de Itapagipe, linha até então pertencente a
Companhia Linha Circular na Cidade Baixa. No mesmo ano, em 2 de junho de 1894,
o coronel Francisco assinou contrato com a intendência de Salvador para a
construção de uma linha ligando as proximidades de igreja do Corpo Santo até a
linha de Itapagipe, passando pelo Cais do Ouro.
Figura 2 – Casa de máquinas da Cia Carris Elétricos da Bahia em 1897.
Fonte: Sampaio (2005, p.259)
39
Em 11 de Novembro de 1895, após um período de turbulência entre os
acionistas da Veículos Econômicos, foi aprovada a fusão do trecho anteriormente
adquirido pelo coronel Antônio Francisco com a Veículos Econômicos, surgindo
então a Companhia de Carris Elétricos da Bahia.
Desta forma, em 6 de junho de 1897 é inaugurado o bonde elétrico em
Salvador6, passando Salvador a ser a segunda capital brasileira a possuir o serviço
de bonds elétricos.
Contudo, a empresa passou por problemas econômicos não conseguiu
saldar suas dívidas conforme evidenciado no texto abaixo:
Assim, em 6 de Abril de 1898, os acionistas da Companhia de Carris
Elétricos reuniram-se mais uma vez no salão da Associação
Comercial. A situação de crise havia deixado a empresa em
“situação angustiosa, pagando quase um conto de réis de juros, por
dia”, por empréstimos que havia contraído. Por isso, em sessão
extraordinária, decidiram deliberar sobre duas propostas que lhes
haviam sido apresentadas para a compra de sua linha de bonds e de
bens e direitos que possuíssem. Uma das propostas era do
engenheiro M. M. Bahiana, representante de um sindicato belga, e
outra do engenheiro alemão Emil Hayn, que representava a
sociedade Siemens & Halske de Berlim. (SAMPAIO, 2005, p.233234)
Em 1899 a Siemens e Halske assume todos os bens da Companhia de
Carris Elétricos da Bahia. Vale salientar que, a não ser pela concessão de direito de
uso do espaço público ou como árbitro entre empresas concorrentes ou empresas e
a sociedade, o governo nem interferia nem subsidiava as empresas de transportes
urbanos. Este fato pode ser exemplificado através do seguinte texto de Sampaio
(2005,p.231), quando fala do contrato entre a Intendência de Salvador e o coronel
Antônio Francisco Brandão:
De acordo com o contrato, a linha a ser construída deveria ter bitola
igual à da Circular; poderia empregar qualquer tipo de trilho que não
“embaraçasse o calçamento”, isto é, a cobertura das ruas, não
prejudicasse o “livre trânsito dos cavalheiros e veículos no sentido
transversal”, assim como nos passeios das ruas.
6
O primeiro trecho entrou em operação em 14 de março e compreendia o trecho de Roma à Itapagipe.
40
Outro exemplo que pode ser dado com relação a esta postura da
intendência no que concerne a gerar facilidades para a instalação da infraestrutura
visando a utilização dos bondes elétricos, principalmente na área do comércio de
Salvador, onde a linha corria entre ruas estreitas, de grande movimento, espremidas
entre o mar e a montanha, numa região cheia de trapiches e, por conseguinte, com
grande fluxo de carroças transportando cargas, pode ser vista no texto abaixo:
Sem demora, o diretor-gerente da Carris, engenheiro Emil Hayn, fez
uma ampla exposição ao intendente municipal, enfatizando “o
máximo sacrifício que os seus chefes e proprietários da companhia
faziam para restabelecer nesta Cidade um serviço de tramways
elétricos, perfeito e digno das maiores capitais do mundo” e que o
trabalho de assentamento dos trilhos estava sendo “enormemente
prejudicado pelo grande número de carroças que transitavam
durante o dia [...] estragando o que se fez à noite, com grande
dificuldade e dispêndio”. Considerando este fato “de enorme
gravidade”, o engenheiro pediu que fosse suspenso “o tráfego de
carroças na área em construção, durante oito semanas, por ser esta
medida de grande interesse público [...] e das próprias carroças que
se estragam, assim como os animais, por transitarem em lugar onde
a rua esta cheia de trilhos e pedras amontoadas.(SAMPAIO, 2005,
p.236)
Figura 3 – Bondes da Cia Carris Elétricos no Cais do Ouro em 1898.
Fonte: Sampaio (2005, p.236)
41
Não obtendo resposta, o mesmo engenheiro solicitou a presença da
“força de cavalaria” com a finalidade de disciplinar o tráfego das carroças ao que
recebeu como resposta:
[...] a suspensão do tráfego das carroças reverte exclusivamente em
proveito da peticionaria, contra o direito que assiste aos proprietários
da carroças, de fazerem transitar seus veículos pelas ruas da cidade
baixa, por onde trafegam os carros da empresa. (SAMPAIO, 2005,
p.237)
Outro fato digno de nota é que a Companhia de Carris Elétricos (CCE)
não se limitou ao transporte de passageiros. Em 9 de Março de 1899, esta empresa
assina contrato com os negociantes de fumo que consistia, segundo Sampaio (2005,
p.237-238), basicamente em:
a)
A CCE se incumbiria de receber, no terminal ferroviário da
Calçada, as cargas dos seus contratantes e armazena-las em um galpão construído
próximo à referida estação, para fins de depósito;
b)
A CCE se comprometia a entregar no trapiche específicado, a
carga num prazo não superior a 48 horas;
c)
A CCE se comprometia a construir oito desvios mortos para
facilitar o tráfego das cargas;
d)
Os contratantes não poderiam transportar suas cargas senão
através da CCE.
Ainda segundo a mesma fonte, em 1901 a CCE assinou contrato com a
Estrada de Ferro da Bahia ao São Francisco para a construção de um trecho de 100
metros de trilhos, dentro da área da rede ferroviária para facilitar o escoamento das
mercadorias para seu depósito.
42
Neste ponto cabe um aparte para identificar os interesses alemães na
Bahia. Segundo Alfredo Guimarães (1982, p.24), havia um domínio alemão tanto na
exportação do fumo como também em sua produção. Este domínio se evidencia
quando se verifica que, entre 1898 a 1907, 55% da exportação baiana de fumo foi
destinada ao porto de Bremen.
Já o processo para a eletrificação da iluminação pública e privada se deu
de maneira mais lenta e conturbada. Em 11 de abril de 1901 foi concedido a Chagas
Dória, Brisson & Co, pela intendência municipal o direito exclusivo, por cinqüenta
anos, de explorar e assentar as canalizações e condutores necessários à
distribuição de gás e eletricidade, quer para iluminação pública, quer para outros
fins.
Da mesma forma que aconteceu com a eletrificação de São Paulo quando
a concessão dada a Francesco Gualco e ao Comendador Antônio Augusto de Souza
em 1897 para a exploração do serviço de bonde com tração elétrica e
posteriormente ampliado também para a geração e distribuição de energia elétrica
foi transferida para a empresa canadense São Paulo Railway, Light and Power
Company Limited7, a concessão dada a Chagas Dória, Brisson & Co também foi
transferida para uma empresa de capital estrangeiro: a empresa belga Compagnie
d’Eclairage de Bahia que inclusive encampou os bens da antiga Bahia Gás
Company Limited que, após o fim de sua concessão, teve seus bens transferidos
para a intendência municipal de Salvador.
Desta forma, o capital belga que não tinha conseguido entrar na área de
transporte, o fez através da distribuição de gás e energia elétrica8.
Contudo, o processo de disseminação da energia elétrica em Salvador
não se deu de maneira rápida nem tranqüila em função da expectativa do prazo de
instalação da iluminação elétrica da população soteropolitana.
7
A São Paulo Railway, Light and Power Company Limited foi constituída em abril de 1899, autorizada a funcionar no Brasil em
junho e recebeu a transferência da concessão em setembro do mesmo ano.
8
A presença do capital belga já se fazia presente no Brasil. O exemplo disto foi a empresa Societé Anonyme du Gaz que
assumiu a concessão para a exploração de iluminação pública da cidade do Rio de Janeiro em junho de 1886.
Esta concessão já previa, também, a utilização de energia elétrica para a iluminação pública.
43
Devido a uma das características técnicas e econômicas do setor elétrico
ser o elevado montante de investimento associados a longos prazos de maturação
requerendo uma prospecção de mercado em longo prazo com grande grau de
incerteza sobre o retorno do investimento realizado, a d’Eclairage fez constar em seu
contrato uma cláusula que minimizava este risco, mas que também postergaria o
prazo de início da energização da cidade, conforme descrito por Teixeira (2005,
p.79):
O próprio contrato com a d’Eclairage era para o fornecimento de gás
e energia elétrica para iluminação pública e privada e só previa a
construção de uma usina elétrica, quando fosse “garantido por
assinantes particulares, um consumo anual durante cinco anos de
200.000 kWh em um raio de três quilômetros da usina central.
A iluminação a gás se iniciou em Salvador em 1862 com a substituição da
iluminação a azeite por iluminação a gás na Praça do Palácio e na rua Direita do
Palácio (atualmente Praça Tomé de Souza e Rua Chile). A rede de gás se extendeu
por todo o centro da cidade se expandindo para pontos mais distantes como o Bairro
do Rio Vermelho. O gasômetro foi construído no bairro de São Joaquim e,
posteriormente, devido a grande expansão do gás, foi necessário a construção da
estação de recalque da Barra devido à extensão da rede de gás.
Portanto, quando a d’Eclairage iniciou a sua concessão, que ao contrário
da Light, não previa a exploração dos transportes urbanos, já havia um grande
parque de gás instalado em Salvador, ocasionando um processo semelhante ao
ocorrido na Europa, com relação a expansão da energia elétrica para a iluminação
ou seja, preferiam manter a tecnologia existente para garantir o máximo do retorno
do capital investido e só então investir numa nova tecnologia.
A postura da d’Eclairage associada a grande expectativa da população de
Salvador em utilizar a iluminação elétrica gerou alguns conflitos.
O primeiro deles foi com relação a eletrificação da Faculdade de
Medicina. Através da lei municipal 563 de 6 de fevereiro de 1902 foi concedida a
autorização ao diretor desta escola, Dr. Alfredo Thomé de Britto, para ter a referida
44
escola, o suprimento de energia elétrica através da rede da Companhia de Carris
Elétricos. Trata-se portanto, do primeiro ramal de ligação que se tem notícia na
capital baiana.
Em resposta a d’Eclairage protestou com veemência quanto ao fato
conforme citado por Teixeira (2005, p.76)
No dia 2 de setembro de 1902, a diretoria da d’Eclairage mandou
uma carta ao intendente municipal que protestava contra o fato. A
carta dizia que já tinham sido iniciados os trabalhos de
assentamentos dos fios, para fornecimento de energia elétrica a um
transformador colocado no edifício da faculdade. Este transformador
ia acionar um dínamo para fornecer eletricidade até o Hospital Santa
Isabel em Nazaré e, nem o diretor da Faculdade de Medicina nem o
engenheiro Emil Hayn, gerente da Companhia de Carris Elétricos,
tinham entrado em acordo com a Compagnie d’Eclairage.
A resposta da intendência, ainda segundo Teixeira (2005, p.76) foi:
Em resposta, o auditor do município emitiu, no dia 30 de setembro do
mesmo ano, dizendo que a d’Eclairage não se encontrava
aparelhada o suficiente para executar tal serviço, pois não tinha
começado a construção da usina, prevista em contrato e, por isso, a
intendência municipal não poderia frear o avanço do progresso na
cidade de Salvador.
Este fato veio a aumentar ainda mais a pressão para a eletrificação da
cidade. Os comerciantes da cidade fizeram um abaixo assinado para o intendente,
solicitando a eletrificação da Rua Chile. O intendente propiciou o entendimento entre
a d’Eclairage e a Companhia de Carris Elétricos que veio a culminar, em 8 de
dezembro de 1903 com a iluminação elétrica da Rua Chile.9
Em 1905, chega a Salvador Guinle e Cia. Fundada no Rio de Janeiro em
1904 por Cândido Gaffée e Eduardo Guinle. Esta empresa foi criada com o objetivo
de deter o avanço do grupo Light no Rio de Janeiro e em São Paulo. A Guinle era a
detentora da Cia. Brasileira de Energia Elétrica que atuava em Niteroi e em
Petrópolis, no estado do Rio de Janeiro.
9
Embora a iluminação elétrica da Rua Chile tenha sido inaugurada no dia 8 de dezembro de 1903, os serviços só foram
efetivamente concluídos no dia 24 de dezembro deste mesmo ano.
45
Não tendo sido bem sucedida no eixo Rio – São Paulo, esta empresa
direcionou seus investimentos para Salvador por considerar um mercado promissor.
Em 1905 a empresa Trilhos Centrais, que tinha encampado a Cia de
Transportes Urbanos no ano anterior, vem a fundir-se com a Guinle e Cia.
A Guinle também foi a responsável pela eletrificação dos bondes da
Cidade Alta. O Conselho Municipal obrigou a Cia Linha Circular de Carris da Bahia
(CLC) a eletrificar a totalidade de seus ramais de bonde de tração animal para tração
elétrica através da Lei 753 de 12 de Abril de 1905, estipulando um prazo máximo de
três anos.
Contudo, a CLC ainda não havia se recuperado da batalha titânica com
Veículos Urbanos que veio a mostrar-se uma vitória de Pirro. A batalha com a
aquisição desta outra empresa depauperou-a, reduzindo a sua capacidade de
investimento.
Com isto, para honrar o compromisso previsto em lei, a CLC contratou os
serviços da Guinle e Cia para executar a eletrificação de suas linhas. Assim foram
montadas as usinas do Canela (1905) e da Barra (1906), e a CLC passa a ser
controlada pela Guinle & Cia.
Em 1906, a empresa Trilhos Centrais juntamente com a CLC solicitam ao
Conselho Municipal que fosse estabelecido um tráfego mútuo entre as linhas das
referidas empresas, sob o pretexto de melhorar os serviços fornecidos, evitando
baldeações. Além disto, a Trilhos Centrais requereu todos os privilégios já
concedidos à CLC.
46
Figura 4 – Burro empacado em frente a um bonde elétrico.
Fonte: Sampaio (2005, p.237)
Neste ínterim, foi criada, em 1905, no estado do Maine, Estados Unidos
da América, a Bahia Gás and Eletric Company com o objetivo de explorar a
distribuição de gás
eletricidade no estado da Bahia e passou a ter o controle
acionário da d’Eclairage. Já em 1906 a Bahia Gás and Eletric Company alterou o
seu nome para Bahia Tramway Light and Power Company Limited, subsidiária da
Light and Power que explorava os mercados de São Paulo e Rio de Janeiro.
Em 1907 esta mesma companhia adquire da Siemens & Halske a
empresas Veículos Econômicos e a Carris Elétricos. Com isto forma-se, em
Salvador, dois grandes grupos que exploram os serviços relacionados à energia
elétrica: por uma lado a Guinle formada pela Trilhos Centrais e a CLC (grande
credora da Guinle e Cia) e do outro lado a Light formada pela d’Eclairage, Veículos
Econômicos e Carris Elétricos.
A CLC então, concluiu a construção de uma usina termoelétrica de maior
porte que foi a Termoelétrica da Preguiça. Situada no bairro da Conceição da Praia,
47
esta usina entrou em operação em 1906 sofrendo duas ampliações subseqüentes
sendo a primeira em 1926 e a segunda em 1948. Esta usina só veio a sair de
operação em 1960.
A usina da Preguiça foi uma das principais geradoras da cidade até 1920.
Após a sua construção, foi necessária, dentre outras, a construção da subestação
da Graça com a finalidade de distribuir adequadamente a energia gerada nesta
usina.
O convívio entre a população e a Usina da Preguiça nem sempre foi
harmônico, pois como relata Teixeira (2005, p.92):
Lá foram instaladas caldeiras a vapor para funcionamento das quatro
turbinas com pressão de 150 e 400 libras, resultante da queima de
combustível mineral gerando uma fuligem enorme, o que nunca deu
certo em termos de convivência com a cidade.
Com isto, a CLC começou a produzir excedente de energia, voltando a
fornecer energia elétrica diretamente a particulares, infligindo o contrato da
d’Eclairage, o que foi uma tônica no início do processo de eletrificação da Bahia.
Já no grupo das empresas Light na Bahia, existia uma situação oposta no
que diz respeito à produção de energia elétrica. A d’Eclairage ainda não havia
construído a sua usina, prevista em contrato, como vimos anteriormente. Por sua
vez, a usina de Roma, construída pela Siemens & Halske para suprir os bondes da
Carris Elétricos encontrava-se no seu limite.
Mesmo tendo sido autorizada pela Siemens & Halske a reformar sua
usina de Roma, o grupo Light optou por construir uma nova usina, atendendo os
requisitos do contrato da d’Eclairage e serviria tanto para suprir os bondes elétricos
como também a iluminação pública e privada, cujo projeto foi apresentado à
intendência em 16 de maio de 1907.
Esta usina, que foi construída próximo ao Gasômetro (também de
48
propriedade do grupo Light), foi motiva por motores de quatro cilindros alimentados a
gás o qual também era produzido no mesmo local como descrito por Teixeira (sic.
2005, p.104):
A instalação consiste em dois geradores nos quaes o vapor d´agua
passa por camadas de coke em braza. O coke é transportado para
dentro dos geradores por um mecanismo automático. Além, d´isso
tem os aparelhos necessários para lavar e purificar o gaz, como são
conhecidos e usados nos gazometros.
Neste meio tempo, começou a ocorrer uma série de interrupções nos
serviços da Carris Elétricos por conta da demora da construção desta nova usina, o
que só veio a regularizar-se com entrada em operação desta usina em 1907.
Ainda neste período, março de 1906, foi publicado um decreto, pelo
governo da Bahia, visando regulamentar e promover a exploração industrial da
eletricidade gerada através de recursos hídricos. Segundo Teixeira (2005, p.104105) este decreto previa:
[...] dentre outros favores [...] as empresas interessadas, com uma
isenção ‘durante o prazo de cinqüenta annos de qualquer imposto
estadual directo ou indirecto’ com exceção de um pagamento
semestral de 3$000, pela capacidade normal, em kilowalts, de todos
os geradores de energia instalados em suas usinas.”
É provável que esta ação tenha decorrido dos seguintes fatores:
O primeiro deles era a crise de oferta de energia pela qual a cidade de
Salvador passava naquele momento.
O segundo fator era o problema de convivência das usinas termoelétricas
com o meio urbano cujo exemplo pode ser dado pela Usina da Preguiça.
O terceiro fator era a mentalidade da população soteropolitana da época.
Havia uma ânsia por novidades tecnológicas nos grandes centros urbanos do
mundo no final do século XIX e início do século XX refletindo na população de
49
Salvador. Além disto, a hidroeletricidade não era mais novidade no país. A primeira
hidroelétrica brasileira foi construída em Juiz de Fora, Minas Gerais por um industrial
local para suprir sua manufatura em 1889. O excedente era vendido à prefeitura
para utilização em iluminação pública.
Para as empresas que formavam o grupo Light, a geração da eletricidade
através de aproveitamento hídrico, não era novidade, conforme pode ser visto no
texto abaixo, transcrito do contrato de concessão do Distrito Federal (Rio de Janeiro,
na época):
1. O contratante, por si, empresa ou sociedade legalmente
organizada, terá direito exclusivo, dentro do perímetro do Distrito
Federal, e por espaço de quinze anos a contar de sete de Junho de
mil e novecentos, de fornecer a terceiros energia elétrica gerada por
força hidráulica, afim de ser aplicada como força motriz e a outros
fins industriais, salvos os direitos de terceiros, inclusive aos que
referem a produção e distribuição de luz.
Iniciou-se então, uma corrida entre as empresas associadas ao Grupo
Guinle e ao Grupo Light em busca de mananciais que favorecessem seu
aproveitamento como fonte de geração de energia elétrica.
A primeira concessão foi dada a Guinle através do decreto estadual no
449 de 14 de Fevereiro de 1907 para exploração da Cachoeira de Bananeiras,
situada nos então distritos de Muritiba e Feira da Conceição.
A concessão da Light foi conseguida quase em concomitância, através do
decreto estadual no 453 de 23 de Fevereiro de 1907 e a autorizava a exploração das
cachoeiras do rio Jequiriçá situadas no distrito de Prazeres, município de Jaguaribe
e na Fazenda Poço Redondo, no município de Valença.
Em 1909, a Guinle & Cia, visando juntar todas as suas empresas no Brasil
numa grande “holding”, cria a = Companhia Brasileira de Energia Elétrica (CBEE)
que herdou todas as concessões e direitos da Guinle & Cia, e iniciou a construção
da barragem de Bananeiras em 1910.
50
Figura 5 – Bonde da Linha Circular de Caris em 1910.
Fonte: Sampaio (2005, p.260)
Contudo, no início da década de 1910, a competição entre a CLC e a
d’Eclairage atingiu seu clímax. A CLC possuía excedente de energia e vinha
constantemente violando o contrato de exclusividade para fornecimento de energia
elétrica da d’Eclairage. Esta, por sua vez, não vinha investindo o suficiente no
atendimento da população e, segundo Teixeira (2005) passou a não cumprir o
contrato com a intendência municipal. Tal fato culminou com a suspensão da
concessão da d’Eclairage em 5 de julho de 1911 com a publicação da lei no 906. A
transcrição de parte desta lei pode ser vista abaixo:
O Intendente encampará a concessão feita à Companhia d´Eclairage
pelo contrato de 29 de Abril de 1901, com a descriminação dos bens
e direitos, ou rescindirá, amigavel ou judicialmente este contracto,
mediante a justa indenisação que, de direito lhe fôr devida, sem
responsabilidade por quaisquer compromissos que tenha contrahido
a Eclairage ou por obrigações que lhe sejam impostas por sentença
do Poder Judiciario. (apud TEIXEIRA, 2005, p.117).
Esta ação da intendência não foi aceita de forma passiva pela d´Eclairage
que recorreu à justiça federal e conseguiu um mandato de manutenção da
51
concessão em 1912.
Com a finalidade de resolver este impasse, o Intendente Municipal, Julio
Brandão entra em negociação com a diretoria da d´Eclairage. Nesta nova
negociação, a encampação ocorreria tanto com a d´Eclairage como com a Bahia
Tramway Light and Power Company pelo valor de 17$000 (dezessete mil contos de
reis). O contato provisório foi assinado em 25 de Abril de 1913.
Em 14 de Março de 1914, com a assinatura do contrato definitivo, o Grupo
Light deixa a Bahia, passando a concentrar seus investimentos no eixo Rio – São
Paulo. Esta estratégia rendeu grande economia ao grupo Light como pode ser visto
no texto de Gonçalves Júnior (2002, p. 73):
A Light, desde o princípio de suas atividades no Brasil, voltou-se ao
atendimento do eixo de maior densidade de procura dos serviços que
ofertava, concentrando-se no eixo Rio – São Paulo. Entre 1915 e
1945 a Light centrando seus serviços em uma área territorial
reduzida, detinha mais de 40% da capacidade instalada brasileira.
Esta encampação trouxe sérias conseqüências tanto ao erário público
como a qualidade do fornecimento de energia. Assim que a administração da cidade
passou para um novo intendente, Antônio Pacheco Mendes, o mesmo contestou a
validade da encampação em instâncias federais. A briga judicial se arrastou até
meados da década de 1920 conforme mostra transcrição do Jornal Diário de
Notícias de 11 de Maio de 1926 (apud Teixeira, 2005, p. 125):
Nossa reportagem trouxe-nos, hoje, a notícia digna de lamentações,
de haver ruido parte do telhado que já vinha caindo pôdre das
officinas da estação de Roma. Sob escombros, ficaram utensilhos,
machinismo, actualmente custosissimos, caros, adqueridos e hoje
valendo, por força de juros, o triplo [...].
Desta forma, além das querelas jurídicas, a intendência não tinha
condições de administrar corretamente os serviços tanto da d´Eclairage como o da
Bahia Tramway Light and Power Company. Além disto, como não conseguia saldar
as dívidas, também não podia vender os bens para uma empresa privada que
pudesse administrar corretamente os serviços.
52
Segundo Teixeira (2005, p.127) as questões que envolveram esse
processo de encampação só se resolveram em 1929, quando diz:
As dificuldades envolvendo a encampação da Bahia Tramway Light
and Power Company e a Compagnie d´Eclairage se estenderam
ainda por mais três anos após a publicação deste artigo10, causando
muitos prejuízos à população de Salvador, por conta de falhas no
fornecimento de energia elétrica para a iluminação pública e para
tramways na Cidade Baixa.
Além dos problemas da cidade com a encampação das empresas do
grupo Light na Bahia, houve sérios problemas de suprimento em Salvador a partir da
segunda metade da década de 1910 até o final da década de 1920.
Mesmo a hidroelétrica de Bananeiras tendo sido iniciada em 1910, suas
obras só foram totalmente concluídas em 23 de Junho de 1923.
As obras sofreram uma série de atrasos conforme relatado num artigo do
Jornal Diário da Bahia de 2 de Julho de 1923 (apud TEIXEIRA, 2005, p.120):
As grandes Obras das installações electricas da Bahia, iniciadas e
logo após quase todas destruidas pela enchente do Rio Paraguaçú
foram reencetadas em 1918, com todo o vigor, ficando concluidas em
junho de 1920.
Estimava-se inicialmente que o potencial da usina fosse de 30 MW,
podendo ser posteriormente ser ampliado para 50 MW. Contudo, seu projeto inicial
foi de 11,25 MVA, tendo sido posta em operação em três etapas.
Apesar das obras terem sido concluídas em junho de 1920, a primeira
etapa da usina entrou em operação em outubro do mesmo ano com um gerador de
3,75 MVA. A segundo entrou em operação em 26 de novembro de 1922, e a última
em 23 de junho de 1923.
Devido à pequena altura da barragem, apenas 7 metros, e ao pequeno
53
reservatório formado, a usina de Bananeiras só era capaz de gerar uma potência
firme de 4,1 MW.
A energia produzida na usina de Bananeiras, além de atender as cidades
de Cachoeira, São Félix e Santo Amaro também supria Salvador.
Para o atendimento a Salvador foi construída uma linha de transmissão
de 106 km de extensão, operando em 44kV. Foram construídas, também, duas
subestações abaixadoras uma no bairro do Matatu, ainda em operação e de
propriedade da CHESF e outra no bairro da Lapinha, também ainda em operação, e
de propriedade da COELBA.
O traçado original da linha de transmissão da subestação da Lapinha,
dentro da cidade de Salvador, foi modificado no início da década de 1990. Foi
desativada a linha que então operava em 69 kV, com estruturas em trelissa por uma
rede compacta, mais adequada ao convívio com uma área densamente povoada. A
linha antiga era chamada pela população de Salvador como “linha Guine” uma
corruptela do nome original – Linha Guinle.
A fase mais crítica do setor energético baiano se arrastou até 1929.
Contudo, após 1925 acontecem fatos dignos de nota.
Em 1926 a CLC terminou a construção de uma usina termoelétrica
situada no Dique do Tororó. O prédio desta usina ainda existe hoje, no qual funciona
uma loja de uma rede de fast food. Na sua fachada, em algarismos romanos, ainda
pode ser visto, em destaque, o ano de sua inauguração. Todavia, esta usina só
entrou em operação anos depois.
Ainda em 1926, a CLC comprou a empresa Trilhos Centrais11. Com isto, o
transporte urbano por bondes elétricos na cidade de Salvador ficou resumido à CLC
10
O artigo citado no texto refere-se ao transcrito do Jornal Diário de Notícias de 11 de Março de 1926 parcialmente transcrito
anteriormente.
54
na Cidade Alta e a Linha Municipal, como era conhecida na época o serviço de
bondes encampado pela intendência de Salvador da Light and Power, na Cidade
Baixa.
Em 1927, chega ao Brasil a American Foreing Power Co. – AMFORP,
pertencente à General Electric. Esta empresa foi ciada, em 1923, para explorar o
mercado de energia elétrica fora dos Estados Unidos da América. Quando começou
a atuar em território brasileiro, criou as subsidiárias Empresas Elétricas Brasileiras –
EEB e a Companhia Brasileira de Força Elétrica.
A AMFORP, já em 1927 adquiriu o controle acionário da Companhia
Paulista de Força e Luz (CPFL) e da Guinle & Cia e, conseqüentemente, o controle
da CLC e da CBEE – Companhia Brasileira de Energia Elétrica.
Tabela 1 – Relação não exaustiva de empresas compradas pela AMFORP
Cia Força e Luz do Nordeste do Brasil
Alagoas e Rio Grande do Norte
Telephone Company of Pernambuco Limitede
Pernambuco
Pernambuco Tramways & Power Co. Ltd.
Pernambuco
Cia Força e Luz de Minas Gerais
Minas Gerais
Cia. Central Brasileira de Força Elétrica
Espírito Santo
Cia. Força e Luz do Paraná
Paraná
Cia de Energia Elétrica Rio-Grandense
Rio Grande do Sul
The Rio-Grandense Light and Power Syndicate
Rio Grande do Sul
Além destas aquisições, foram feitas várias por todo o Brasil nos dois
anos seguintes à chegada da AMFORP no Brasil, algumas das quais listadas na
Tabela I.
11
Desta a chegada do Grupo Guinle e Cia em Salvador, existia uma estreita relação entre este grupo e a CLC. Inicialmente, com
a expansão do serviço de bondes por tração elétrica, a CLC tornou-se uma grande credora da Guinle & Cia. Já nesta época, a
Guinle havia se tornado seu acionista majoritário.
55
Muitas das empresas adquiridas se encontravam com sérios problemas
técnicos e econômicos.
Figura 6 – Planta das linhas de bondes elétricos e ferrovias no início do século XX.
Fonte: Sampaio (2005, p.207)
Como visto anteriormente, a intendência de Salvador não podia por a
venda os antigos bens do grupo Light na Bahia. Então, em 8 de Maio de 1929,
através da lei no 2154, o governo do estado intervém para liquidar a dívida contraída
por Salvador quando por ocasião da encampação das duas empresas do grupo
56
Light e os põe a leilão.
Só houve um único interessado no leilão que foi a CLC, já sob controle da
AMFORP. Ao adquirir os bens encampados, em 28 de maio de 1929, a CLC assume
os serviços de transporte de massa da Cidade Baixa e é criada a CEEB –
Companhia de Energia Elétrica da Bahia para assumir os serviços de geração e
distribuição de energia elétrica pública e privada. Também é passada para a CEEB
todos os bens referentes aos serviços de energia elétrica na Bahia da CBEE.
Desta forma a AMFORP passou a controlar o transporte de massa por
tração elétrica em Salvador, através da CLC e a geração e distribuição de energia
elétrica através da CEEB.
Algumas ações tomadas para a melhoria dos serviços ligados à
eletricidade aconteceram após a AMFORP ter iniciado a sua atuação em Salvador.
Uma delas foi a inauguração da Usina Termoelétrica do Dique, ocorrida em 18 de
janeiro de 1928. Esta usina entrou em operação com a capacidade 750 kW e já em
1929, foi instalado outro gerador de 1MW.
A Usina do Dique foi de suma importância para o bom funcionamento dos
serviços de distribuição de energia elétrica até o início da década de 1950. Para
retratar tanto o grau de insatisfação da população soteropolitana com o fornecimento
de energia elétrica como a sua esperança no funcionamento desta nova usina,
segue a transcrição de artigo publicado pelo Diário de Notícias de 18 de Janeiro de
1928 (apud TEIXEIRA, 2005, p.133):
[...] cidade que se recente, de vez em quando, da falta de energia,
essa installação vem, portanto, a calhar, uma vez que se destina a
supportar as possíveis crises das Bananeiras, evitando, assim, se
reproduzam aquellas noites trevosas em que, não faz muito tempo,
estivemos, irremediavelmente mergulhados.
Outra ação tomada pela CEEB foi a ampliação da Usina Hidroelétrica de
Bananeiras. A hidroelétrica original ficou muito aquém das expectativas da época.
Contudo, a ampliação foi, na verdade, a construção de uma nova barragem, com 46
57
metros de altura e com um comprimento de crista de 367 metros. Depois de
inaugurada em 9 de agosto de 1931, foi a maior hidroelétrica do nordeste do país.
Outra obra digna de nota feita pelas empresas da AMFORP foi a reforma
do Elevador Lacerda. Nesta reforma o elevador assumiu as características
arquitetônicas que o identificam como cartão postal da cidade de Salvador12.
O fim do século XIX e o início do século XX foram marcados pela ânsia do
moderno sobrepujando o antigo. Em todo o mundo grandes avanços foram feitos.
Em Salvador foi um período e grandes modificações urbanísticas na cidade, muitas
das quais diretamente ligadas à expansão da rede elétrica tanto para alimentar os
bondes elétricos como para levar energia para outras utilizações públicas e
particulares. Algumas destas modificações, feitas em nome do progresso, alteraram
parte da memória arquitetônica da cidade.
Figura 7 – Reforma do Elevador Lacerda em 1929.
Fonte: Sampaio (2005, p.189)
Como exemplo pode citar a construção da Avenida Sete de Setembro,
12
O Elevador Lacerda, cartão postal mais conhecido de Salvador, foi construído originalmente por Antônio Lacerda e
inaugurado em 8 de dezembro de 1873, dia da padroeira da cidade, Nossa Senhora da Conceição da Praia. Chamava-se, então,
Elevador da Conceição sendo movido por força hidráulica.
Em 1903, a CLC, então proprietária, dotou o elevador de iluminação elétrica. A energia hidráulica só foi substituída pela elétrica
em 1906.
58
que ainda hoje se estende da Praça Castro Alves até o largo do Farol da Barra.
Executada no governo de J. J. Seabra, para a sua construção e melhor tráfego dos
bondes, foi necessária a demolição de vários casarões e igrejas, dentre as quais se
destacam as igrejas de São Bento e da Ajuda. Ambas foram reconstruídas em novos
locais e com estrutura arquitetônica diferente da original.
A última grande mudança se deu com a demolição da Igreja da Sé.
Solicitada pela CLC com a justificativa de facilitar a circulação dos bondes, esta
modificação causou grande comoção na cidade. Segundo Teixeira (2005, p. 213)
pouco se ganhou com a demolição da igreja, tratando-se, segundo ele, mais de um
capricho da CLC do que de uma real necessidade de engenharia.
No local onde foi demolida a igreja, encontra-se hoje um monumento em
memória à demolição daquele templo, conhecido como Cruz Caída.
Nesta época também ocorria no mundo uma mudança. A quebra da bolsa
de valores de Nova York em outubro de 1929 criou profundas turbulências na
economia ocidental. A era do liberalismo econômico de Adam Smith começou a ruir.
Como visto até agora, o processo de eletrificação da cidade de Salvador
retrata, em grande parte, o pensamento econômico vigente na época.
Verificou-se, neste período, a baixa intervenção do estado. Como visto no
texto, o estado interveio somente como licenciador ou mediador, ou seja, pela
concessão de direito de uso do espaço público ou com árbitro entre empresas
concorrentes ou empresas e a sociedade, não interferindo nem subsidiando as
empresas.
Pode-se questionar que o estado agiu como empresário ao encampar a
d´Eclairage contudo, há fortes indícios que este não foi o objetivo. O primeiro deles é
que a encampação seria transitória conforme relata Teixeira (2005, p.117-118) ao
discorrer sobre o conteúdo da carta do intendente Julio Brandão:
59
Nesta mesma carta, o Sr. Julio V. Brandão afirmava, mesmo tendo
que tomar um empréstimo de vultoso valor, que esta compra não
geraria nenhum prejuízo ao município, pois segundo a lei no 906
art.2º letra c, poderia ser aberta uma concorrência cujo ganhador
assumiria, nas mesmas condições de compromisso anteriormente
assumido, a indenização do material da d´Eclairage contraído pelo
município.
E continua, sugerindo que o grupo Guinle compraria os ativos das
empresas encampadas:
[...] uma proposta de uma companhia, que tem empregado, em
virtude de concessão dada pelo Estado, grandes capitaes na
fundação de uma usina geradora de eletricidade pela força
hydraulica e que, naturalmente, será uma das concorrentes.
Desta forma, a encampação dos bens das empresas do grupo Light se
parece muito mais com a utilização de uma estratégia equivocada do que a tentativa
de transformar o estado num agente empreendedor.
Outro fator que ressalta a liberalidade do mercado é a não interferência
do estado nos processos de fusões e/ou aquisições das empresas de transporte
e/ou distribuição de energia. A liberdade foi tão grande que, em três décadas o
mercado de utilização da energia elétrica de Salvador convergiu para um monopólio,
de capital estrangeiro. No Brasil esta concentração também se estabelece, porém na
mão de dois grupos americanos a AMFORP e o Grupo Light como pode ser
evidenciado na citação baixo:
As primeiras décadas do século XX foram caracterizadas [...] e por
um processo de concentração dos centros de maior consumo pelas
concessionárias, sobretudo as de propriedade estrangeira, o
fornecimento de energia de quase todas as regiões mais
desenvolvidas do país era dominado pela Light e pela AMFORP [...].
A disputa do capital internacional pelo mercado baiano também pode ser
visto como convergente com o modelo liberal. A utilização de “testas de ferro” locais
pode ser interpretada como uma estratégia para facilitar a articulação política ou
para minimizar a xenofobia.
60
Pode-se observar ações do estado que beneficiaram os interesses das
corporações, minimizando seus investimentos. É o caso, por exemplo, da criação da
Avenida Sete de Setembro onde o estado investiu na abertura de uma artéria da
cidade, que beneficiou sobremaneira a circulação dos bondes numa área de franca
expansão demográfica (Vitória, Barra, Graça, Barra Avenida) ou na demolição da
Igreja da Sé para, supostamente, facilitar as manobras dos bondes.
Apesar de se poder argumentar que intervenções como a da Avenida
Sete de Setembro contribuem para uma miríade de aspectos da sociedade, não
significando necessariamente um benefício direcionado para um determinado setor
da economia, pode-se também dizer que nenhum modelo teórico é encontrado em
sua forma pura numa situação real.
3.3.
A EXPANSÃO - DA DÉCADA DE 1930 A MEADOS DA DÉCADA
DE 1980
Em outubro1929 a quebra da bolsa de Nova York levou os Estados
Unidos a passar por um período conhecido como A Grande Depressão e abalou os
pilares do capitalismo em todo o mundo.
A crise que se seguiu à quebra da bolsa de Nova York gerou uma
situação desesperadora nos Estados Unidos, com milhões de desempregados,
famílias inteiras sem abrigo e alimentos e a desorientação do alto círculo financeiro.
Neste cenário, em 1932, Franklin Roosevelt foi eleito com uma proposta de governo
heterodóxia para a época, como relata Furtado (apud MARCHALEK 1981, p.152):
[...] o presidente Franklin Delano Roosevelt, durante a sua
administração (1933-1945), empreendeu um plano econômico [...] –
o New Deal – [...] onde o estado interveio na economia em
detrimento das tradicionais liberdades federativas, desvalorizando o
dolar, contendo a saída de metais nobres e realizando grandes
investimentos econômicos em estradas, barragens, habitações e
outros setores econômicos e sociais. [...] Esta política
intervencionista foi considerada ilegal, mas ajudou a conter a crise e
proporcionou maior oferta de empregos.
61
Como pôde ser observado, tratava-se de uma política intervencionista
onde o estado agia como empreendedor, reativando a economia com obras em
infra-estrutura, propiciando o aquecimento do mercado, através da geração de
empregos tanto diretos como indiretos. Um claro exemplo desta política foi a criação,
em 1933, da autarquia do Vale do Tennessee, cuja missão era desenvolver as
riquezas naturais do referido vale.
Segundo Abreu (1999, p.43), o empreendimento foi responsável pela
construção de 20 novas represas, reforma de outras cinco e integração mais cinco
particulares que também foram integradas ao empreendimento e, em relação aos
benefícios auferidos relata:
O mais importante desse empreendimento, foi de transformar uma
região que em 1933, tinha uma produção de energia per capta na
área da TVA de cerca de 50% inferior à média dos Estados Unidos, e
em duas décadas depois, esse número passava aproximadamente
para 25% superior à média anual [...].
Começa
a
surgir,
então,
uma
série
de
teorias
econômicas
intervencionistas, sendo a de John Maynard Keynes a mais difundida. Segundo
Pereira Neto (2004, p. 37) a idéia central da teoria de Keynes era “[...] de que a própria
atividade estatal, mesmo sem regulamentar a atividade particular, produzirá a distribuição
dos resultados de maneira eqüitativa e compatível com o interesse coletivo, ou seja, a
antítese do estado mínimo”.
Contudo, Pereira Neto considera que a passagem do modelo liberal para
o estado intervencionista não se deu em função exclusivamente do colapso da
economia americana no início da década de 1930, sendo fruto de um processo que
já vinha ocorrendo, ao dizer:
Não obstante o modelo liberal fosse expandindo-se e consolidandose no século XIX, crescem os problemas sociais decorrentes do
próprio desenvolvimento econômico do liberalismo. No que se refere
às liberdades preconizadas no início do liberalismo agrega-se um
novo elemento – a justiça social, e as reivindicações por esse
igualitarismo vão aos poucos transformando o perfil estatal, o que faz
surgir o modelo do Estado do Bem – Estar Social, ou Welfare State,
ou seja, altera-se substancialmente o Estado Mínimo, pois exige uma
62
mudança no (não) agir estatal, impondo uma intervenção do poder
público em espaços anteriormente próprios à iniciativa Privada.
(PEREIRA NETO, 2004, p.34)
Ainda para este mesmo autor, a mudança do estado Liberal para o
Wellfare State foi necessária para a manutenção do capitalismo por três fatores:
O primeiro deles é que através dos impostos e da poupança pública, os
custos dos investimentos na infra-estrutura básica propiciam o desenvolvimento do
capital e é dividido com toda a sociedade. Em outras palavras, ao invés do capital
privado ter de investir altas somas em empreendimentos de infra-estrutura, de
retorno demorado, este papel é feito pelo estado, cabendo ao capital privado
somente investimentos de retorno mais rápido e de maior rentabilidade.
O segundo motivo é que quando o estado investe na execução de obras,
há um aquecimento geral da economia, transferindo capital para os trabalhadores e,
principalmente, para os empresários de iniciativa privada.
O terceiro motivo é que, ao assumir um papel assistencial, flexibilizando o
estado liberal, diminui as tensões existentes entre empregados e empregadores.
Além disto, o pós segunda Grande Guerra, com a bipolarização do
mundo, contribuiu para a construção do Welfare State, principalmente na Europa
Ocidental. A preocupação com o conflito entre a mão de obra e o capital levou ao
surgimento de uma série de teorias visando estabelecer regras para o crescimento
de países subdesenvolvidos, o que fez surgir uma série de programas internacionais
de ajuda a países do que se passou a chamar “Terceiro Mundo”.
A primeira adaptação ao modelo keynisiano ocorreu no final da década de
1940 e foi trazida simultaneamente por Roy Harrod e Evsay Domar passando a ser
conhecido como modelo de Harrod-Domar de crescimento. Partindo da hipótese de
que o crescimento da força de trabalho é igual à taxa de crescimento populacional,
este modelo estabelece que só seja possível haver um crescimento econômico
estável, numa situação de pleno emprego, se a taxa de crescimento do capital for
63
igual à taxa de crescimento da força de trabalho.
Segundo Lira (2005, p.35), no caso das economias subdesenvolvidas,
conseguir este equilíbrio requer um esforço muito maior do que o de economias já
desenvolvidas, além de ter uma probabilidade de insucesso significativa, quando
diz:
Evidentemente que, no caso das economias subdesenvolvidas, isso
se torna mais preocupante pelo fato de que exigirá do Estado um
esforço acima de sua capacidade de ação, visto que demandará um
estoque de capital em magnitude não disponível de forma perene. De
qualquer forma, embora este formulação teórica não se constitua em
uma teoria de crescimento econômico, tornou-se válida porque, além
de conceber uma expectativa de crescimento a longo prazo nos
moldes keynianos, permitiu com que se visualizasse a possibilidade
de inclusão da realidade das economias subdesenvolvidas no
processo mais amplo de desenvolvimento do sistema capitalista,
encontrando campo fácil de aplicação nos planos de
desenvolvimento dos países subdesenvolvidos.
Posteriormente, Nurkse, um dos principais pensadores das teorias do
subdesenvolvimento econômico, propôs, no final da década de 1950, que deveria
haver uma expansão simultâneo da oferta e da demanda, nos países
subdesenvolvidos, através de uma expansão, também simultânea, de indústrias que
se apoiem mutualmente, de forma a superar o pequeno mercado interno.
Em suma, para Nurkse, a solução para vencer o subdesenvolvimento era
manter o fluxo de comércio para o mercado externo, advindas do setor primário,
além de estabelecer a expansão do mercado interno para a nova produção de
produtos acabados, produzidos pelas indústrias nacionais emergentes.
A coordenação dos investimentos, neste modelo, caberia ao Estado o
qual poderia, até mesmo, injetar recursos na economia associando-se à iniciativa
privada, de forma a gerar os recursos necessários aos investimentos requeridos.
A formulação de Nurkse, contudo, tinha três pontos que foram motivos de
questionamento. O primeiro deles é que o processo de industrialização tinha que se
64
desenvolver de maneira simultânea em todo o território além de requerer um alto
nível de investimento já que a malha de indústrias inter-relacionadas teria que ser
montada quase que simultaneamente.
O segundo ponto de questionamento é que, a oferta de produtos advindas
das indústrias destinar-se-ia exclusivamente ao mercado interno. Nesta teoria a
exportação de produtos industrializados só ocorreria se houvesse um excesso de
oferta e deveria ser destinada a países com características produtivas similares.
O terceiro ponto era a não previsão da diferenciação das diversas regiões
dentro de um país. Estas diferenciações causam diferentes níveis de investimento e
graus de dificuldades para a captação de investimentos também diversos.
Em contraponto à teoria do desenvolvimento equilibrado, na qual Nurkse
foi um dos principais expoentes, surgiu a teoria do desenvolvimento desequilibrado
cujos principais teóricos foram Myrdall, Hirschman e Perroux.
Myrdall defendia que a condição “sine qua nom” para um país
subdesenvolvido atingir o desenvolvimento era o planejamento da economia já que,
só através dele, o estado poderia traçar as políticas públicas e a forma de
intervenção na economia.
Myrdall propunha a intervenção em todos os aspectos da economia.
Contudo, caberia ao estado determinar a quantidade total de investimento bem
como a proporção a ser aplicada em cada aspecto da economia.
Hirschman, por sua vez, contribui na teoria de desenvolvimento
desequilibrado ao definir que, da mesma forma que ocorre com os países onde cada
um tem um grau de desenvolvimento diferente, assim também ocorre dentro das
regiões de um país.
Sob esta ótica, cabe ao estado promover investimentos públicos capazes
de, através de ações planejadas, desenvolver as regiões mais carentes as quais
65
poderiam ser, por exemplo, o estabelecimento de taxa de câmbio diferenciada ou a
criação de programas e instituições regionais.
Retornando a observação dos fatos históricos no Brasil, o período de
1930 a 1945, foi bastante conturbado. A crise que sucedeu o “crash” da bolsa
americana influenciou negativamente a política de exportação brasileira. As
oligarquias paulista e mineira, que se sucediam no poder formando a política
conhecida como “café com leite” entraram em conflito quando o então presidente
Washington Luís lançou para a sua sucessão o também paulista Júlio Prestes.
Sentindo seus interesses ameaçados o governo de Minas Gerais se alia ao do Rio
Grande do Sul e ao da Paraíba formando a Aliança Liberal e lança como candidato à
presidência o gaúcho Getúlio Vargas.
A disputa eleitoral foi vencida por Prestes que tinha como vice-presidente
o baiano Vital Soares. Iniciou-se, então, um processo político-militar conhecido como
revolução de 30 que levou Getúlio Vargas ao poder.
O enfraquecimento da oligarquia agro-exportadora associada à redução
do acesso a produtos manufaturados vindo do exterior, dá margem ao surgimento de
uma classe dominante voltada à industrialização nacional. Além disto, com a crise
capitalista que se instalou no mundo após a quebra da bolsa de Nova York, houve
uma tendência à introspecção das economias nacionais além de um forte censo de
nacionalismo.
Este sentimento pode ser refletido nas palavras de Getúlio Vargas em
fevereiro de 1931:
[...] não sou exclusivista nem cometeria o erro de aconselhar o
repúdio ao capital estrangeiro a empregar-se no desenvolvimento da
indústria brasileira, sob a forma de empréstimos, no arrendamento de
serviços, concessões provisórias, ou em outras múltiplas aplicações
equivalentes [...]. Mas quando se trata da indústria do ferro [...]; do
aproveitamento de quedas d´água, transformada na energia que nos
ilumina e alimenta as indústrias de guerra e de paz, das redes
ferroviárias de comunicação interna [...]; quando se trata – repito – da
exploração de serviços de tal natureza, de maneira tão íntima ligados
66
ao amplo e complexo problema da defesa nacional, não podemos
aliena-los, concedendo a estranhos, e cumpre-nos previdentemente
manter sobre eles o direito de propriedade e domínio. (LIMA apud
GONSALVES JUNIOR, 2002, p.80)
A partir daí, uma série de leis e decretos passam a regulamentar o setor
elétrico nacional, dentre os quais pode-se citar: Decreto 20.395 de 15/09/1931,
Decreto 24.643 de 10/07/1934, Decreto-Lei 852 de 11/11/1938, Decreto-Lei 938 de
08/12/1938, Decreto-Lei 2.059 de 05/04/1940, Decreto-Lei 2.676 de 04/10/1940,
Decreto-Lei 3.128 de 19/04/1941 e Decreto-Lei 7.062 de 22/11/1944 (ver Apêndice
A).
Estes decretos refletiram uma mudança de regras e postura do Estado
que não agradaram as principais empresas de energia elétrica. Uma das reações
das mesmas, segundo Gonçalves Júnior (2002, p.86), foi a redução proporcional da
oferta de energia em relação ao incremento de demanda. Esta postura previa retirar
o máximo de retorno possível das instalações em detrimento, até mesmo, da
qualidade do serviço prestado.
Em função desta postura é que foi criada legislação estabelecendo
penalidades para as empresas que não garantissem o atendimento aos
consumidores existente bem como aos novos, além de obrigar o investimento destas
mesmas empresas para garantir a continuidade e qualidade dos serviços prestados.
A ampliação da Usina de Bananeiras, no início da década de 1930,
minimizou, no recôncavo baiano, a crise de fornecimento. Contudo, foi o
aproveitamento hidroelétrico do rio São Francisco pelo Estado o fator determinante
para a garantia de fornecimento de energia elétrica no nordeste brasileiro.
O primeiro empreendimento feito pelo governo federal em energia elétrica
foi a implantação da Companhia Hidroelétrica do São Francisco – Chesf em 1945
espelhando-se no exemplo americano da Autarquia do Vale do Tennessee (TVA),
criada em 1933, com a finalidade de desenvolver as riquezas naturais do vale do
Tennessee. Coube, portanto à Chesf atuar em grandes obras de geração
67
hidroelétrica do rio São Francisco13 enquanto que, posteriormente, os governos
estaduais da região assumiram o papel de promover o desenvolvimento dos
sistemas de distribuição de energia.
A primeira usina construída no rio São Francisco pelo governo federal foi
a de Itaparica e teve sua conclusão em 1945, sendo a mesma executada através da
Companhia Agrícola e Pastoril S.A. Contudo, a Chesf só foi criada em 3 de outubro
de 1945 através do decreto 8.031 em concomitância com a autorização federal para
construção da Usina de Paulo Afonso.
Como a criação da Chesf e a autorização da Usina de Paulo Afonso foram
dadas pouco antes da deposição de Getúlio Vargas, é no governo de Eurico Dutra
que a obra passa a ser prioritária.
A primeira etapa da usina de Paulo Afonso previa somente o atendimento
aos estados de Alagoas, Pernambuco e Sergipe. Foi necessária a intervenção dos
deputados baianos Luiz Vianna Filho e Juracy Magalhães juntamente com o então
governador da Bahia Octávio Mangabeira junto ao então presidente Eurico Dutra
para incluir, ainda na primeira etapa, os estados da Bahia e da Paraíba.
Devido à grande importância da Chesf para o desenvolvimento da energia
elétrica no cenário nordestino far-se-à, neste ponto, um aparte visando uma sucinta
descrição da evolução desta geradora.
A primeira hidroelétrica construída pela Chesf foi a de Paulo Afonso I que
entrou em operação em 1954 com 180 MW de carga instalada. Em 1961, mesmo
ano em que foi instituída a Eletrobrás, entrou em operação a primeira etapa da
hidroelétrica de Paulo Afonso II com potência instalada de 215 MW.
A segunda etapa da hidroelétrica de Paulo Afonso II, com 228 MW de
carga instalada, só foi concluída em 1967 sendo seguida pela construção da
13
A primeira hidroelétrica do rio São Francisco, Angiquinho, foi construída pelo empresário cearence Delmiro Golveia que
recebeu a concessão em 1911. A hidroelétrica alimentava a Companhia Agro Fabril Mercantil de propriedade do empresário e
68
hidroelétrica de Paulo Afonso III, em 1971, com potência instalada de 794 MW.
Em 1977 entra em operação a hidroelétrica de Apolonio Sales,
inicialmente chamada de Moxotó, teve seu nome trocado em homenagem ao
fundador da CHESF. Com potência instalada de 400 MW, esta hidroelétrica,
construída a montante do complexo de Paulo Afonso, tinha também a finalidade de
armazenar, em seu reservatório de 100 km2 e volume de 1,2 bilhão de metros
cúbicos, água para aumentar a energia firme do referido complexo.
Logo em seguida, 1979, são inauguradas duas hidroelétricas: a de
Sobradinho, com 1.050 MW de potência instalada e cujo a barragem criou, na
época, o maior lago artificial do mundo, ocupando uma área de 4.000 km2 e um
volume de 34 bilhões de metros cúbicos e a hidroelétrica de Paulo Afonso IV, com
potência instalada de 2.462 MW possuindo uma das maiores cavernas do mundo
com 210 m de extensão, 24 m de largura e 55 m de altura, tendo, ainda, uma queda
útil de 112 m, sendo a última e maior usina construída no complexo de Paulo
Afonso.
Em 1988 entra em funcionamento a nova hidroelétrica de Itaparica (Luiz
Gonzaga) com potência instalada de 1.480 MW.
A última hidroelétrica construída pela Chesf foi a de Xingó que, com seus
3.162 MW de carga instalada, responde por 30% de toda a capacidade de geração
desta empresa.
Retornando à análise cronológica da evolução da energia elétrica na
Bahia, observa-se que na mesma época que em que a Hidroelétrica de Paulo
Afonso I começava a ser construída, a Viação Férrea Federal Leste Brasileiro inicia
a eletrificação do trecho Salvador – Alagoinhas e, para este fim, inicia a construção
da Termoelétrica de Cotegipe. A termoelétrica foi projetada para 20 MW sendo
composta por 3 geradores (2 de 4 MW e 1 de 12 MW), sendo que um deles (12 MW)
começou a fornecer energia elétrica à cidade de Pedra em 26 de janeiro de 1913.
69
era destinado ao suprimento de Salvador e começou a operar em 195314.
Em 15 de janeiro de 1955 foi inaugurada a Usina Hidroelétrica de Paulo
Afonso com dois dos seus geradores em operação. Contudo, somente em setembro
deste mesmo ano, a usina entra em operação a plena carga.
Ainda no início da década de 1950, mais especificamente em 1951, foi
criado o Departamento de Energia, subordinado à Secretaria de Viação e Obras
Públicas o qual obtinha seus recursos do fundo de energia elétrica formado por 1%
do valor das exportações do Estado da Bahia15. Até então não havia estudos
conhecidos sobre o desenvolvimento da energia elétrica no Estado da Bahia então,
verificou-se que a região metropolitana e o recôncavo baiano já estariam
adequadamente supridos com as hidroelétricas de Bananeiras e Paulo Afonso e a
termoelétrica de Cotegipe, contudo a região cacaueira, de grande potencial
produtivo, não dispunha de fornecimento adequado de energia elétrica.
Em função disto, em 23 de maio de 1953 foi autorizada pelo Governo do
Estado da Bahia, através do decreto no 15.685 a constituição das Centrais Elétricas
Rio de Contas (CERC), sendo concedida a autorização para seu funcionamento pelo
governo federal em 5 de abril de 1955, através do decreto no 37.147.
O elemento básico da CERC foi a Usina Hidroelétrica de Funil, localizada
no rio de Contas, município de Ubaitaba, a qual foi oficialmente inaugurada em 24
de outubro de 1962, produzindo eletricidade para o sul do Estado da Bahia.
Ainda como atuação do governo do Estado da Bahia, foi organizada, em
1957, uma comissão que concluiu pela necessidade da criação de uma
concessionária estadual de energia elétrica. Desta forma, em 28 de março de 1960,
a Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia (Coelba) foi entregue oficialmente
à população pelo então governador do estado Juracy Magalhães16.
14
15
16
A linha que supria Salvador em 33 kV, foi desativada, em definitivo no início da década de 1990.
O fundo de energia elétrica foi instituído através do decreto estadual no 425 de 29 de outubro de 1951.
A Coelba teve sua criação autorizada através da lei estadual no 1.196 de 16 de outubro de 1959 tendo seu funcionamento
70
Neste mesmo ano, a COELBA incorporou as usinas hidroelétricas de
Pancada Grande e Cachoeira do Inferno nos municípios de Ituberá e Santa Inês
respectivamente ambas subordinadas à Secretaria de Viação e Obras Públicas do
Estado da Bahia. Em janeiro do ano seguinte, 1961, entrou em vigor a Lei no 1.289
de 4 de agosto de 1960 que aprovou o Plano de Eletrificação do Estado da Bahia,
destinando a Coelba 5% da renda tributária do Estado.
A partir daí a Coelba seguiu construindo e incorporando uma série de
empresas e usinas em todo o interior do estado da Bahia, como pode ser observado
abaixo:
-
Em 1961 incorporou a usina hidroelétrica de Remédios, localizada no Rio
Jaguaribe, município de Nazaré;
-
Em 1966 incorporou a Usina Termoelétrica de Vitória da Conquista, pertencente
à prefeitura daquele município;
-
Em 1967 entrou em operação a Usina Hidroelétrica Jaime Simas, mais conhecida
como Saco da Laje, localizada no Rio Sincorá, município de Iramaia;
-
Em 1968 incorporou a Cerc – Centrais Elétricas Rio de Contas S.A.;
-
Em 1969 iniciou a construção da Usina Hidroelétrica de Pedras, localizada no Rio
de Contas, município de Jequié e que veio a entrar em operação em
1973;
-
Em 1970 incorporou da Superintendência do Vale do São Francisco a Usina
Hidroelétrica Presidente João Goulart, mais conhecida como Usina
Hidroelétrica de Correntina;
-
Também em 1970, inaugurou a terceira unidade da Usina Hidroelétrica de Funil,
ampliando a demanda de energia para a região cacaueira;
autorizado pelo governo federal em maio de 1960 através do decreto-Lei no 46.161.
71
-
Ainda em 1970, incorporou a Companhia Maragogipana de Eletricidade S.A., que
supria os municípios de Maragogipe, Coqueiros e Nagé;
-
Em 1973, incorporou a Companhia Luz e Força Bom Jardim S.A., que supria o
município de Santo Amaro da Purificação;
-
Também em 1973, incorporou parte da Cia. de Eletrificação Rural do Nordeste
(CERN), criada em 1952 como subsidiária da Sudene. Esta subsidiária
atuava em diversas regiões dos estados da Bahia, Ceará, Piauí e
Maranhão visando o atendimento de pequenas comunidades através de
conjuntos geradores a diesel;
-
Ainda em 1973, em função da incorporação de parte da Cern, a Coelba cria,
como sua subsidiária, a Cia. Baiana de Eletrificação Rural (Cober). Esta
subsidiária existiu até 1988 quando então foi incorporada à Coelba.
Contudo, a mais importante das incorporações foi a da Cia. de Energia
Elétrica da Bahia (CEEB) que supria Salvador e região metropolitana. Esta empresa,
subsidiária da AMFORP, foi incorporada à Coelba17, em 2 de Janeiro de 1973, não
como fruto de uma política estadual e sim como uma política federal de assunção da
distribuição de energia elétrica no nordeste pelos governos estaduais.
Vale salientar que de a AMFORP havia sido adquirida pelo governo
federal desde 1964 como fruto de outra política: a de nacionalização das empresas
do setor elétrico. Os argumentos que geraram tal política de estatização do setor
elétrico podem ser evidenciados no discurso feito por Miguel Reale, no Fórum
Roberto Simonsen, em 1961, destacando as seguintes assertivas (apud,
História&Energia, 1997)
a) a indústria de energia elétrica é de tão capital importância na infraestrutura econômica de uma nação, que não pode deixar de ser
exercida pelo próprio Estado, sob pena de correr risco a sua
soberania;
17
As diferenças culturais entre a COELBA e a CEEB eram tão grandes que, mesmo quando o autor ingressou nos quadros da
COELBA em 1986, podia-se perceber ainda os ecos dos conflitos culturais que advieram desta fusão.
72
c) tão essencial é a indústria de energia elétrica ao desenvolvimento
das demais atividades produtivas, que deve ser eliminado o caráter
especulativo, inerente ao sistema de administração privada, a fim de
possibilitar-se o fornecimento de energia barata, até mesmo abaixo
do custo, como condição primordial da política de desenvolvimento
nacional: a eliminação do “escopo de lucro” é uma exigência da
natureza social do abastecimento de energia; [...]
e) só o monopólio resolverá o grave problema criado pela rede de
numerosas pequenas usinas hidráulicas, ora existentes, restritas ao
âmbito das exigências das respectivas zonas de concessão, onde, às
vezes, jazem inaproveitadas fontes de energia preciosas, com
nocivo, embora justificado, desinteresse pela construção de grandes
centrais hidroelétricas, reclamadas por relevantes motivos de ordem
técnica e econômica, e destinadas a abastecer vastas regiões com
energia abundante e a preço razoável;
f) na indústria de energia elétrica congregam-se todos os requisitos
geralmente exigidos para a transformação racional de uma empresa
privada em empresa pública: 1) obedece a critérios técnicos mais ou
menos estandartizados em qualquer de suas faces, produção,
transmissão e distribuição; 2) é de fácil medida a fiscalização a
energia gerada, o que se harmoniza com a burocratização do
serviço; 3) requer pessoal relativamente reduzido, com
especialização técnica que não oferece maiores problemas.
As afirmações acima refletem a experiência do setor elétrico brasileiro
que, entre 1900 e 1960, foi controlado, em sua maior parte, por empresas privadas
nacionais e por grupos estrangeiros que, no período pós segunda grande guerra não
possuía fôlego para acompanhar o crescimento que se impunha ao Brasil.
O modelo tradicional resultou na verticalização do setor, ou seja, a
propriedade conjunta de todos os ativos de geração, transmissão, distribuição e
comercialização da energia18 concentrada numa mesma empresa.
Com relação ao papel da intervenção do estado na formação da
infraestrutura elétrica, Siciliano (2005, p.246) diz:
A concentração da propriedade (pública ou privada sujeita a controle
18
No caso específico da região Nordeste do Brasil, a formação da CHESF em 1945, primeira participação do governo federal no
setor elétrico, espelhou-se no exemplo americano da Autarquia do Vale do Tennessee (TVA), criada em 1933, com a finalidade
de desenvolver as riquezas naturais do vale do Tennessee. Coube, portanto à CHESF atuar em grandes obras de geração
hidroelétrica enquanto que os governos estaduais da região assumiram o papel de promover o desenvolvimento dos sistemas
de distribuição de energia.
73
administrativo) muito contribuiu para o desenvolvimento e
crescimento das economias nacionais. A centralização das decisões
viabilizou a coordenação tanto da operação dos parques instalados
de geração, transmissão e distribuição de energia quanto do
planejamento de sua expansão, reduzindo custos operacionais e
custos de investimento através de um comando único sobre as
decisões de quanto e quando ofertar e investir. Com isso, as
incertezas presentes nessas tomadas de decisão puderam ser
mitigadas.
Outro fator positivo da verticalização das empresas de energia elétrica foi
a capacidade de obtenção de empréstimos maiores devido a sua capacidade de
alavancagem19. Por terem um patrimônio maior, as empresas podiam adquirir
empréstimos de maior monta do que se as mesmas fossem empresas dispersas.
Em função da intervenção do estado, subsídios cruzados foram muito
utilizados. Como as tarifas eram uniformes e refletiam o custo médio do sistema
como um todo, clientes de maior renda e/ou de áreas com maior concentração de
carga, subsidiavam aqueles de menor renda ou que se encontravam em áreas
eletricamente menos densas.
Com a constituição de um cenário macroeconômico adverso no final da
década de 70, o estado passou a contribuir com aportes de recursos diretos ou
através de regras contábeis que subsidiaram o setor elétrico. Estas ações, contudo,
não foram suficientes para manter os investimentos necessários para acompanhar o
crescimento da demanda conforme comenta Siciliano (2005, p. 247):
Contudo, a piora do contexto macroeconômico levou à deterioração
das contas fiscais dos tesouros nacionais e ao uso distorcido dos
reajustes das tarifas elétricas (para fins de contenção da inflação, por
exemplo), o que minou tanto a capacidade de autofinanciamento das
empresas quanto o financiamento por parte dos tesouros nacionais.
Indiretamente, a capacidade de empréstimo (alavancagem) foi
prejudicada pela redução dos fluxos de caixa (em virtude da
contenção das tarifas) e pela elevação do custo de capital (rolagem
de dívidas, que foram contraídas a taxas de juros flutuantes)
A crise do setor elétrico brasileiro nos anos de 1980 caracterizou o final
19
Conceito que define o grau de utilização de recursos de terceiros para aumentar as possibilidades de lucro, aumentando
consequentemente o grau de risco da operação.
74
do segundo período denominado como - A Expansão. Nele viu-se uma forte atuação
do Estado no setor elétrico brasileiro tanto como regulador, mais especificamente
nas décadas de 1930 e 1940, como quanto empreendedor, décadas de 1950 a
1970.
Os diversos Decretos-Leis da primeira era Vargas (1930 a 1945)
principalmente aqueles que dizem respeito à obrigatoriedade de manutenção e
expansão dos serviços bem como os que dizem respeito à remuneração dos
serviços20 denotam um caráter regulador do Estado.
Já as ações patrocinadas pelo Estado no período pós-guerra, mais
especificamente nas décadas de 1950 e 1960, são convergentes com as idéias
keynianas e com o modelo de desenvolvimento desequilibrado de Myrdall e
Hirschman. Como exemplo pode-se citar criação da Chesf que propiciou o
fornecimento abundante de energia elétrica para a região e dando esteio à
industrialização da mesma.
Outro exemplo foi a criação da Companhia de Eletrificação Rural do
Nordeste (CERN), subsidiária da Superintendência do Desenvolvimento do Nordeste
- Sudene, que levava energia elétrica a regiões onde a atratividade econômica não
era suficiente para despertar o interesse da iniciativa privada.
No âmbito estadual, verificou-se a criação do Departamento de Energia e
a criação do fundo de energia elétrica formado por 1% do valor das exportações do
Estado da Bahia, a criação da Centrais Elétrica Rio de Contas - Cerc além da própria
criação da Coelba.
Salienta-se que, na região Nordeste, houve, a partir da década de 1960,
uma distinção nítida entre o papel dos governos estaduais e do governo federal no
que tange às atividades relacionadas à energia elétrica. Enquanto o governo federal
responsabilizava-se com a geração e transmissão da energia através da Chesf,
20
O decreto no 23.501 de 27 de novembro de 1933 extinguiu a Cláusula Ouro dos contratos de concessão, o qual indexava o
valor dos serviços aos preços internacionais.
75
cabia aos governos estaduais a sua distribuição e comercialização21.
3.4.
O RETORNO - DE MEADOS DA DÉCADA DE 1980 AOS DIAS
ATUAIS
O modelo econômico liberal não deixou de ter defensores nos quarenta
anos que se seguiram a quebra da bolsa de Nova York. Dentre eles pode-se citar
Friedrich Von Hayek que condenava a política de planejamento estatal e o Wellfare
State, e, segundo Brum e Bedin (apud PEREIRA NETO, 2004, p.61), seus livros
tornaram-se fundamentais para o estabelecimento dos princípios neoliberais.
Outro importante teórico neoliberal foi o economista americano Milton
Friedman que juntamente com Hayek e Ludwig Von Mises fundaram a Sociedade
Mont Pélerin que se dedicou a combater o keynisianismo, preparando as bases para
um novo movimento capitalista, mais ligado aos princípios de Adams Smith – o
Neoliberalismo.
As idéias centrais deste novo modelo capitalista podem ser listadas como:
•
Estabelecimento de um estado mínimo, deixando livre as forças de mercado;
•
Redução dos gastos sociais;
•
Desregulamentação da economia;
•
Privatizações;
•
Supressão dos direitos econômicos e sociais, incluindo o direito dos
trabalhadores e dos consumidores.
21
Este modelo, contudo não foi seguido à risca já que a COELBA também possuía usinas geradoras e a CHESF comercializava
energia para grandes consumidores.
76
Da mesma forma que uma crise do capitalismo deu início ao
keynisianismo, a crise do petróleo do início dos anos 1970 começou a gerar um
ambiente propício para o estabelecimento do neoliberalismo.
Segundo Streck (apud PEREIRA NETO, 2002, p.69) esta crise do
capitalismo nada mais foi do que uma das crises cíclicas do próprio sistema
capitalista e que gerou uma onda de recessão, baixo índice de crescimento
econômico e altas taxas de inflação.
Os dois primeiros países a iniciar a utilização do receituário neoliberal
foram a Inglaterra (governo de Margareth Thatcher) e os Estados Unidos (governo
Ronald Reagan) e, devido a sua importância no cenário mundial, tornaram-se
vitrines deste novo modelo econômico.
Com a sua frase “Não temos problema com o Estado, o Estado é o
problema”, Reagan conduziu os Estados Unidos a um período de privatizações,
desregulamentação da economia, redução e supressão dos direitos trabalhistas
além da fragilização dos sindicatos.
No caso da América Latina, o Chile tornou-se o primeiro laboratório das
políticas neoliberais para servir de base para países da Europa Ocidental e sua
experiência no setor elétrico veio, posteriormente, servir de base para a regulação
do setor elétrico brasileiro.
Contudo, é a partir do “Consenso de Washington”, uma reunião ocorrida
entre economistas do governo norte-americano, Fundo Monetário Internacional
(FMI), Banco Mundial e Banco Interamericano de Desenvolvimento (BID), que as
medidas econômicas neoliberais passam a ser efetivamente aplicadas de forma
sistemática na América Latina22.
22
Em 1981, através do decreto 86.215, foi instituída a Comissão Especial de Desestatização com objetivo de limitar a criação de
novas empresas estatais além de fechar ou transferir para o setor privado as empresas cujo controle pelo estado não fossem
mais necessárias ou justificáveis.
Este período se caracterizou pela reprivatização de pequenas e médias empresas que, na sua maioria, foram absorvidas pelo
Estado em função de problemas financeiros.
77
No caso brasileiro, esta influência inicia-se no governo de Fernando Collor
de Melo conforme podemos ver no texto de Fiori (apud ABREU, 1999, p. 6):
Um plano único de ajustamento das economias periféricas,
chancelado, hoje pelo FMI e pelo BIRD em mais de sessenta países.
Estratégia de homogeneização das políticas econômicas nacionais
operadas em alguns casos, como em boa parte da África
(começando pela Somália no início dos anos 80), diretamente pelos
próprios técnicos daqueles bancos; em outros [...], com a ajuda de
economistas universitários norte-americanos; e, finalmente, em
países com corpos burocráticos mais estruturados, [...] economistas
capazes de somar ao perfeito manejo do seu mainstream [...] a
capacidade política de implementar nos seus países a mesma
agenda política de consensus, como é ou foi o caso, por exemplo, de
Aspe e Salinas no México, [...] e, a despeito de tudo, Zélia e Kandir
no Brasil.
Esta influência se retrata na abertura comercial e no plano nacional de
desestatização em 1990; na renegociação da dívida externa em 1992; no Plano Real
em 1994 e na quebra dos monopólios e na Lei de Concessão dos Serviços Públicos
em 1995.
O Brasil passa a viver, então, um período de privatização das suas
estatais de serviços elétricos, tanto federais com estaduais, e os principais
argumentos utilizados foram:
i. Aumentar a eficiência econômica e operacional das empresas;
ii. Reduzir a carga financeira e administrativa que as empresas impunham ao
governo;
iii. Reduzir a dívida do setor público correspondente ao setor de energia elétrica;
iv. Reduzir o custo da eletricidade em função da exposição deste setor às forças
competitivas de mercado.
Este fato, portanto, pode ser considerado um prelúdio do que viria acontecer na década seguinte porém, numa ordem de
grandeza completamente distinta.
78
Da mesma forma que ocorreu entre os anos de 1931 a 1945 uma
reestruturação do setor elétrico brasileiro sendo evidenciado este encaminhamento
através de uma série de leis e decretos-lei, o mesmo pode-se dizer do período que
inicia-se em 1993 com uma série de mudanças na legislação dentre as quais podese citar ( ver Apêndice A): Lei no 8.631 e decreto no 774 de 1993, Decreto no 1009 de
1993, Lei no 8.987 de 1995, Decreto no 1.503 de 1995, Lei no 9.074 de 1995, Decreto
no 2.003 de 1996, Lei no 9.427 de 1996, Portaria no 459/97 de 1997, Portaria no
466/97 de 1997 e Lei no 9.648 de 1998.
É neste período, mais especificamente em 31 de julho de 1997, que a
COELBA foi privatizada em um leilão realizado na Bolsa de Valores do Rio de
Janeiro, ao preço de 1,73 bilhão de reais, pelo consórcio Garaniana S.A. formado
pela Iberdrola, PREVI, BB Investimentos, Brasil CAP e BB Ações Price.
3.5.
CONSIDERAÇÕES FINAIS DO CAPÍTULO
Neste capítulo foi vista a evolução da indústria de distribuição de energia
elétrica no Brasil e na Bahia bem como a sua aderência com os pensamentos
econômicos vigentes no mundo ao longo do tempo.
Viu-se como as empresas da iniciativa privada que exploravam a energia
elétrica surgiram num ambiente de livre concorrência e com um mercado
desregulementado passando para um mercado muito regulamentado e de forte
predomínio estatal e um posterior retorno a um ambiente com predomínio de
empresas privadas.
Contudo, a reprivatização do setor elétrico brasileiro não se processou da
mesma forma utilizada até a década de 1930. Como um processo dialético onde o
período do início do século XX seria definido como a tese e as décadas de 1960 e
1970 a antítese, o início do século XXI vive um processo de síntese.
Considera-se a síntese no sentido de, apesar de um período de
79
privatização dos serviços públicos de energia elétrica, cria-se uma forte regulação
deste mesmo setor visando à redução dos abusos ocorridos no início do século XX,
com empresas privadas explorando monopólios naturais.
No próximo capítulo, ver-se-á como esta regulação pretende criar, nas
empresas de distribuição, concorrentes virtuais criando a situação que as regras de
competitividade possam ser aplicadas a estas empresas.
80
CAPÍTULO 4
4.
REGULAÇÃO DA INDÚSTRIA DE ENERGIA ELÉTRICA
4.1.
INTRODUÇÃO
Neste capítulo, pretende-se mostrar a evolução da indústria de energia
elétrica do início da década de 1970, período onde se concluiu o processo de
estatização do setor, e suas alterações para o modelo atual, analisando, de forma
sucinta, os fatores que levaram a derrocada do modelo estatal.
Procurar-se-à também mostrar, resumidamente, como se dão os
processos de revisão tarifária e os critérios para estipular os reajustes tarifários das
empresas de distribuição de energia elétrica.
Outro objetivo deste capítulo é mostrar como o modelo de revisão tarifária
atual tenta simular as condições de mercado, criando uma situação artificial de
concorrência num cenário de monopólio natural na distribuição de energia elétrica.
Por fim, ver-se-à como esta simulação pode estimular as empresas de
distribuição a se inserirem em um ambiente de busca constante de eficiência em
seus processos e pela satisfação dos seus clientes.
81
4.2.
CONCEITOS ECONÔMICOS
A indústria de energia elétrica foi apresentada, por muito tempo, pela
literatura como exemplo clássico de monopólio natural. Porém nas décadas de 80 e
90 desenvolveu-se internacionalmente novos conceitos administrativos que, aliados
a
evolução
tecnológica,
especialmente
nos
aspectos
de
controle
e
telecomunicações, permitiram a alteração deste quadro.
A geração e comercialização de energia elétrica evoluíram, em muitos
paises, para a competição de mercado, enquanto os segmentos de transmissão e
distribuição, por manterem as características de rede, permaneceram mantendo-se
na forma de monopólio natural23.
O pressuposto clássico é que, na ausência de uma intervenção
governamental, o monopolista tentará obter o maior lucro possível, operando em um
nível que maximilize seus lucros mesmo em detrimento da qualidade dos serviços
prestados.
Para corrigir este tipo de falha de mercado, o governo pode intervir
buscando uma produção mais próxima da eficiência econômica através da
regulamentação ou da propriedade pública.
A regulamentação é a forma mais difundida do governo intervir no
monopólio natural.
Neste caso os agentes reguladores estudam a fundo as
operações das empresas com a finalidade de limitar o seu processo de decisão e
determinando o que elas devem fazer e quanto podem cobrar.
23
Um monopólio natural existe quando, devido a economia de escala, uma única empresa consegue produzir para
todo o mercado com um custo menor por unidade que duas ou mais empresas. No caso especifico da transmissão e distribuição
de energia elétrica o custo unitário de desenvolvimento integrado cai na medida em que a rede se expande.
82
De acordo com estes conceitos, os segmentos de geração e
comercializarão de energia estariam sujeitos às leis de mercado, exigindo uma
regulação mínima, enquanto a transmissão e distribuição de energia elétrica, por
continuarem na forma de monopólios naturais exigiriam uma forte regulação.
4.3.
REESTRUTURAÇÃO DO SETOR ELÉTRICO
O modelo tarifário existente no início da década de 1990 havia sido
instituído em 1974, num período de inflação elevada, onde os reajustes tarifários
eram importantes para a manutenção do equilíbrio econômico e financeiro das
empresas do setor elétrico. Neste modelo, que tinha o valor de tarifa unificado para
todas as empresas, foi adotado um sistema de compensação de resultados,
transferindo os ganhos das empresas mais eficientes para as menos eficientes,
conforme descrito por Ferreira (2000, p 188):
Assim adotou-se um princípio para garantir às empresas um retorno
mínimo de 10% sobre seus ativos. Como as tarifas eram iguais,
enquanto a estrutura de custos e ativos era diferente, era necessário
compensar as empresas com retornos menores, obtendo receita
adicional daquelas com retornos maiores. O mecanismo adotado foi
a Conta de Resultados a Compensar (CRC), na qual as empresas
acumulavam resultados positivos ou negativos para posterior acerto.
A CRC foi projetada como um mecanismo de soma zero para o setor
como um todo, embora mais tarde a alta inflação tenha causado
reais prejuízos líquidos no setor.
Ainda segundo Ferreira (2000, p. 190), este mecanismo não estimulava a
busca pela melhor eficiência financeira das empresas:
Além disso, como um retorno confortável sobre o ativo era garantido,
não havia incentivo para o aumento da eficiência. [...] as empresas
de serviço público de eletricidade não tinham controle sobre os
custos operacionais, basicamente porque não tinham motivação para
compreender (e assim, não tinham conhecimento) dos fluxos de
caixa operacionais até mesmo nos níveis mais básicos. [...] Os
custos tinham um papel importante apenas no que se referia ao
aspecto contábil, já que eram a linha base de fixação de tarifas para
a obtenção de uma remuneração mínima garantida.
83
Este modelo tarifário não logrou sucesso em função de três fatores
básicos: o primeiro deles, como visto acima, foi a má gestão das empresas no que
diz respeito a torná-las economicamente eficientes.
O segundo motivo foi a utilização das empresas do setor elétrico, por
parte do governo, para a tomada de empréstimos, aumentando a alavancagem das
mesmas, conforme cita Ferreira (2000, p. 194):
A crise foi maior nas empresas estaduais. No momento em que os
bancos comerciais estaduais tiveram dificuldades no início dos anos
80, alguns estados começaram a utilizar suas empresas de energia
elétrica para o financiamento indireto dos seus déficits públicos. Isso
podia ser feito responsabilizando-se essas empresas por algumas
atividades não relacionadas com seu ramo de negócio.
O terceiro motivo foi a utilização do reajuste das tarifas públicas como
elemento de contenção da inflação do país, fato que pode ser evidenciado no texto
abaixo:
[...]. Para aliviar o efeito da crise econômica sobre os consumidores,
as tarifas do setor público eram freqüentemente utilizadas como uma
ferramenta antiinflacionária pelos legisladores que mantinham os
índices de reajustes abaixo dos índices de inflação. (FERREIRA,
2000, p. 190).
Em função destes fatores, as empresas do setor elétrico não conseguiam
mais manter o retorno médio de 10% sobre seus ativos, passando, cada vez mais a
serem credoras do CRC, o qual perdeu o conceito de soma zero, passando a
acumular prejuízos.
O primeiro passo dado para a reestruturação do setor foi feito em 1993,
com a promulgação da lei 8.631, que eliminou o modelo de tarifa única e os 10% de
retorno sobre os ativos.
Contudo, a reforma na tarifa, implementada em função desta lei, não se
mostrou eficiente no seu início já que o governo federal insistiu na manutenção da
84
política de controlar a inflação através do controle das tarifas dos serviços públicos
conforme afirma Ferreira (2000, p. 195):
[...] a Lei 8.631 não foi inicialmente eficiente em ajudar as tarifas do
setor elétrico a recuperar seu valor real. Imediatamente após a
promulgação da Lei, o presidente Itamar Franco decidiu que o
reajuste das tarifas públicas deveria ficar abaixo do índice de inflação
para beneficiar a população. Nesta ocasião, o programa de
privatização já havia sido iniciado, pelo menos do ponto de vista
técnico, mas havia um compromisso limitado por parte do presidente
para a sua implantação mais agressiva.
Como resultando, no final de 1995, a dívida total do setor elétrico,
segundo Ferreira (2000, p.192), atingiu US$25 bilhões correspondendo a 14,43% do
seu total de ativos. No caso específico da Coelba este número foi de 18,77%, valor
acima da média, porém inferior ao de concessionárias como a CEAL (34,16%), a
CELG (29,29%), a CEEE (26,55%) ou a CESP (26,40%).
A nova formula para a determinação de tarifas foi baseada na estrutura de
custos das empresas e projetada para refletir a real necessidade de fluxo de caixa.
A partir deste ponto foram definidos dois conjuntos de tarifas de energia
elétrica. A tarifa de suprimento que corresponde ao índice de atacado cobrado de
uma geradora de energia elétrica na venda às empresas de distribuição e a tarifa de
fornecimento, que é o índice cobrado pelas empresas de distribuição do consumidor
final, sendo esse índice diferenciado para as diversas classes; residenciais,
comerciais, rurais, poderes públicos, etc. e de acordo com a quantidade consumida.
Apesar da reforma da intervenção do estado brasileiro ter se iniciado em
1990 e da lei 8.631 de 1993 que beneficiou o setor de energia elétrica, pode ser
considerado que a reestruração e privatização se iniciaram efetivamente em 1995,
com a posse do presidente Fernando Henrique Cardoso e com a lei 8.987,
conhecida como Lei Geral de Concessões. Essa lei fornecia as regras gerais para a
licitação das concessões em vários segmentos de infra-estrutura, incluindo o setor
elétrico e estabelecia os direitos e obrigações das concessionárias.
85
Ainda em 1995, foi promulgada a lei 9.074 que estabelecia vários
princípios relativos à renovação das concessões ou permissões no setor elétrico. As
concessões antigas poderiam ser prorrogadas ou novas concessões concedidas
após o desmembramento das atividades de geração, transmissão e distribuição. As
tarifas para novas concessões ou para a sua renovação deveriam ter como base a
estrutura de custos de cada segmento do mercado de energia elétrica, e a revisão
da estrutura tarifaria do concessionário deveria preservar o equilíbrio econômico
financeiro do contrato.
A lei 9.074 introduziu no seu artigo 11, o conceito de produtor
independente de energia elétrica como pessoa jurídica ou empresas reunidas em
consórcio que recebam concessão ou autorização do poder concedente, para
produzir energia elétrica destinada ao comercio de toda ou parte da energia
produzida por sua conta e risco. Estabeleceu que este novo agente pudesse vender
a energia elétrica para os “consumidores livres”; concessionários de serviço público
de energia elétrica e, consumidores integrantes de complexo industrial ou comercial,
aos quais o produtor independente também pode fornecer vapor oriundo de
processo de co-geração.
Antes, as geradoras de energia privadas podiam apenas produzir energia
para seu próprio consumo ou para a venda às concessionárias de distribuição.
Os Consumidores livres foram definidos, nos artigos 15o e 16o da mesma
lei, como aquelas unidades consumidoras com uma carga igual ou superior a 10MW,
atendidos em tensão igual ou superior a 69 kV, que poderiam optar por contratar o
seu fornecimento, no todo ou em parte com o produtor independente de energia
elétrica.
Durante o ano de 1995 o governo federal privatizou duas concessionárias
de distribuição de energia elétrica de sua propriedade; a Escelsa, empresa
concessionária de distribuição de energia elétrica do estado do Espírito Santo e,
logo em seguida, a Light, concessionária do estado do Rio de Janeiro.
86
Apesar dessas privatizações iniciais, um novo modelo para o setor com
uma estrutura regulatória bem definido era crucial para os investidores aderirem às
privatizações, assim como investirem em novos projetos de geração.
No inicio de 1996, a Eletrobrás contratou a firma de consultoria Coopers &
Lybrand, através de licitação, para elaborar um estudo sobre um novo modelo para o
setor de energia elétrica brasileiro. Este projeto de reestruturação do setor elétrico
brasileiro ficou conhecido como RE-SEB e tinha como um dos principais desafios
“[...] a criação de um modelo descentralizado e funcional que fosse efetivo, mesmo se
alguns participantes do setor não levassem a cabo suas privatizações.” (FERREIRA, 2000,
p. 198)
Em novembro de 1996 foi apresentado um relatório preliminar, Relatório
Sumario sobre o Estagio I, em que constavam os objetivos e, fatores restritivos da
reforma do setor elétrico brasileiro.
Segundo este relatório, os três principais objetivos da reforma setor
elétrico seriam: o de assegurar a continuidade do fornecimento tanto em curto prazo,
durante o processo de transição, e, em longo prazo, assegurando que os
investimentos fossem atraentes para o setor privado de forma que o sistema seja
ampliado e estendido para novas áreas; manter e aprimorar a eficiência com que os
recursos seriam empregados pelo setor e incentivar o emprego otimizado da
eletricidade pela economia como um todo; e, por último, reduzir as despesas
públicas, atraindo capital privado para financiar novos investimentos e pagar a dívida
pública com os resultados da alienação.
A Coopers & Lybrand apresentou o seu relatório em meados de 1997. O
relatório propôs um modelo que tinha como base a criação de uma agencia
reguladora independente, a criação de um ambiente de negociação de compra e
venda de energia elétrica, o estabelecimento de contratos iniciais para criar uma
fase de transição para o mercado de energia elétrica competitivo, a criação de um
operador independente do sistema para administrar o sistema interligado, e a
organização das atividades de planejamento e financeiras neste novo modelo.
87
O estudo da Coopers & Lybrand recomendava a criação de um novo
ambiente competitivo através de um mercado atacadista de eletricidade, substituindo
o antigo sistema de comando regulatório na fixação das tarifas e dos termos dos
contratos de energia elétrica existentes. Este ambiente seria o foro para fixação de
preço de referência para a energia vendida, através de contratos bilaterais entre as
geradoras e as empresas distribuidoras de energia elétrica, os produtores
independentes e os consumidores livres. Deveria, também, estabelecer um preço à
vista de energia que iria refletir o custo adicional de curto prazo da geração de
energia. Esse preço à vista seria determinado pelas empresas de serviços públicos e
o órgão regulamentador. O preço à vista refletiria apenas o custo da geração, sendo
o pagamento da transmissão feito em separado pelas empresas de distribuição.
Segundo a proposta da Coopers & Lybrand, o Operador Independente do
Sistema deveria ser estruturado como um órgão independente, sem fins lucrativos,
atuando com neutralidade e sob a supervisão do agente regulador. O controle
acionário do Operador deveria ser composto de cinco grupos de acionistas: as
geradoras, as empresas de transmissão, as empresas de distribuição, os
consumidores livres e o setor público.
O Operador seria projetado para manter os benefícios técnicos do sistema
centralizado de despacho substituindo o Grupo Coordenador de Operação
Interligada - GCOI, sendo responsável pela administração do sistema de
transmissão formado pelas linhas de transmissão de tensão igual ou superior a
230kV, chamada de rede básica. Seriam estabelecidos contratos no qual o Operador
administraria as operações diárias das linhas de transmissão, porém a manutenção
continuaria sendo responsabilidade das empresas concessionárias das linhas de
transmissão.
Este agente teria sob o seu controle todos os fluxos de energia elétrica
negociadas tanto no mercado bilateral quanto no mercado à vista, de maneira a
otimizar a geração das hidrelétricas e das termoelétricas.
88
O estudo ainda teve como proposta a manutenção da Eletrobrás como
agente financeiro para o setor elétrico. Seus recursos incluiriam os empréstimos
feitos por empresas de energia elétrica, poderia repassar empréstimos de entidades
internacionais como o Banco Mundial e Banco Interamericano de Desenvolvimento.
Conforme o relatório do RE-SEB, a estrutura regulamentar deveria ser
reprojetada para oferecer o grau correto de proteção ao consumidor e de incentivos
para que as concessionárias pudessem atuar de maneira eficiente.
4.4.
IMPLANTAÇÃO DO MODELO
A implantação do novo modelo no setor elétrico exigia a desverticalização
da cadeia produtiva, separando as atividades de geração, transmissão, distribuição
e comercialização de energia elétrica. A implementação desse modelo competitivo
requereu, também, uma mudança regulatória. O sistema regulatório deveria permitir
uma atuação confiável para garantir um serviço de qualidade para os consumidores
e retornos atraentes para os investidores.
Foi implantado um conjunto de medidas para a alteração e preparação da
estrutura institucional para o desenvolvimento do novo modelo proposto para o setor
elétrico. Os principais marcos do processo foram:
A criação da Agencia reguladora independente, ocorrida em 26 dezembro
de 1996 com a promulgação da lei 9.427 que instituiu a Agência Nacional de Energia
Elétrica (ANEEL), sendo constituída pelo Decreto 2.335, de 6 de outubro de 1997,
como uma autarquia sob regime especial, com personalidade jurídica de direito
público e autonomia patrimonial, administrativa e financeira , com sede e foro no
Distrito Federal, vinculada ao Ministério de Minas e Energia, MME, com finalidade
de regular e fiscalizar a produção, transmissão, distribuição e comercialização de
energia elétrica, em conformidade com as políticas e diretrizes do governo federal.
89
A criação, em maio de 1998 através da lei 9.468 que instituiu o Operador
Nacional do Sistema Elétrico (ONS), com a finalidade de operar o sistema interligado
de geração e transmissão de energia elétrica além de estabelecer o Mercado
Atacadista de Energia Elétrica (MAE), como um ambiente de negociação de energia
elétrica entre os diversos agentes, o qual introduziu a compra competitiva de energia
elétrica pelos agentes do setor, administrando o mercado a vista e estabelecendo o
preço de referência para a energia comprada através de contratos bilaterais.
Por fim a lei 9.648 criou também um novo tipo de agente para o setor – os
comercializadores.
4.5.
CONCESSIONÁRIA
DE
DISTRIBUIÇÃO
DE
ENERGIA
ELÉTRICA
Conforme visto, no novo modelo do setor elétrico brasileiro o estado
mudaria a sua forma de atuação, passando de agente produtor, para agente
normativo e regulador.
No segmento de Distribuição de Energia Elétrica este processo se iniciou
com a privatização de duas empresas pertencentes a Eletrobrás. Em 1995, foi
privatizada a Espírito Santo Centrais Elétricas AS - Escelsa, empresa concessionária
de distribuição de energia elétrica do estado do Espírito Santo e, logo em seguida,
no inicio de 1996, a Light, concessionária do estado do Rio de Janeiro.
A privatização das empresas de distribuição de energia elétrica era
considerada, pelo governo federal, como fundamental para a implantação do novo
modelo assim como básico para a privatização de todo o setor elétrico. Essas
empresas de energia elétrica com sua situação financeira saneada e sob
propriedade privada, representariam, como compradores de energia das empresas
de geração e dos produtores independentes, uma redução nos riscos para os
investimentos em privatização no segmento de geração.
90
Segundo Ferreira (2000, p. 209), a falta de capital dos governos estaduais
constituiu o principal estimulo dos estados à privatização das suas concessionárias
de energia elétrica, sendo considerada, na época, como a única saída viável, tanto
para as empresas em dificuldades financeiras, quanto para os governos estaduais.
Desta forma, o governo federal, aproveitando-se desta carência financeira dos
governos estaduais, incentivou as privatizações das empresas estaduais de duas
maneiras:
A primeira através de empréstimos oferecidos pelo Banco Nacional de
Desenvolvimento (BNDES), garantidos por receita futura, para os governos
estaduais que a provassem leis de privatização, aceitando como garantia um bloco
acionário de controle das empresas objeto da privatização. Se o governo estadual
não executasse a privatização, o BNDES cobraria o empréstimo, tomando posse das
ações e privatizaria a empresa.
Em alguns casos, o acordo envolvia a transferência direta do controle da
empresa para a Eletrobrás para posterior privatização. Assim ocorreu com a
CEMAT, ENERSUL, CELPA, CEAL, CERON, CEPISA e Eletroacre.
A segunda maneira do governo federal incentivar as privatizações foi de
maneira indireta através de uma política macroeconômica de equilíbrio fiscal do
setor público, o processo de reescalonamento da divida entre o governo federal e os
governos estaduais. Nesse processo, foram oferecidos aos governos estaduais
prazos favoráveis ao reescalonamento de suas dividas, incluindo um prazo de 30
anos e taxas de juros subsidiadas. No entanto, o reescalonamento incluía apenas
80% das dividas. Os restantes 20% deveriam ser pagos com antecedência em ativos
físicos. A única opção dos governos estaduais foi repassar para o governo federal o
controle de suas empresas públicas ou a receita obtida através das privatizações.
Mesmo o estado de São Paulo sendo o primeiro a anunciar sua decisão
de reestruturar e privatizar o seu setor elétrico cujo plano inicial previa o
desmembramento das empresas e sua divisão em empresas de geração,
transmissão e de distribuição, foi o estado do Rio de Janeiro, no final de 1996, que
91
privatizou a primeira concessionária de distribuição de energia elétrica de um
governo estadual, a Companhia de Eletricidade do Rio de Janeiro - CERJ. Nos anos
seguintes várias das empresas de Distribuição de Energia Elétrica passaram do
controle dos estados da federação para a iniciativa privada através dos leilões de
privatização.
Os estados puderam privatizar essas concessionárias de distribuição
antes da completa reestruturação do setor elétrico porque os seus contratos de
concessão incluíam clausulas para reajustes das tarifas, eliminando assim o ponto
de maior incerteza para o investidor.
Após a promulgação das leis 8.987 e 9.074 em 1995, os contratos de
concessão deveriam se basear no principio que as tarifas seriam reajustadas
quando o equilíbrio econômico financeiro da concessão fosse afetado pelo aumento
dos custos. Os aumentos dos custos que ocorrerem seriam repassados para os
consumidores.
As tarifas iniciais consideradas no processo de privatização foram fixadas
de tal modo a garantir o equilíbrio econômico financeiro da concessão, como
também foram definidos reajustes anuais das tarifas em decorrência dos aumentos
dos preços.
Os ganhos de produtividade seriam absorvidos pelas concessionárias até
o oitavo ano. A partir do oitavo ano seria definido para cada empresa um fator X a
ser deduzido do reajuste de preço anual, de maneira a transferir uma parte dos
ganhos de produtividade da empresa para o consumidor.
O modelo exigiu do governo a adoção de medidas que lhe possibilitassem
auferir continuamente a qualidade dos serviços prestados aos clientes; mensurar, de
forma eficiente, o valor a ser estipulado para as tarifas de prestação destes serviços
com vistas a busca constante da modicidade tarifaria, e,por último, manter uma
remuneração justa dos investimentos efetuados.
92
Em decorrência das características da distribuição de energia elétrica
como monopólio natural onde não é possível uma concorrência direta, o poder
concedente brasileiro, através dos seus mecanismos regulatórios, estabeleceu uma
metodologia de concorrência através da empresa de referencia, como forma para
mensurar os custos máximos a serem considerados na elaboração das tarifas da
prestação do serviço público de energia elétrica.
4.6.
TARIFAS DE ENERGIA ELÉTRICA
A tarifa de energia é uma das variáveis mais importantes de todo o
contexto regulatório. Corresponde ao que os consumidores de energia elétrica
pagam, por meio da conta recebida de sua empresa distribuidora de energia elétrica,
em decorrência da quantidade de energia elétrica consumida, no mês anterior,
estabelecida em quilowatt-hora (kWh) e multiplicada por um valor unitário,
denominado tarifa, medido em reais por quilowatt-hora ( R$/kWh), que corresponde
ao valor de um quilowatt consumido em uma hora.
Em função das características da distribuição de energia elétrica como
monopólio natural onde não é possível a concorrência direta, o poder concedente
brasileiro, através dos seus mecanismos regulatórios, é responsável por estabelecer
as tarifas de energia elétrica de maneira que assegure ao consumidor o pagamento
de um valor justo, como também garanta o equilíbrio econômico-financeiro da
concessionária de distribuição, para que ela possa oferecer um serviço com
qualidade, confiabilidade e continuidade.
As tarifas de energia são definidas com base em dois componentes: a
demanda de potência e o consumo de energia24.
A demanda de potência corresponde à taxa média de transferência de
energia elétrica solicitada pela unidade consumidora durante um intervalo de tempo
especificado de fornecimento, normalmente de 15 minutos, e é faturado pelo maior
24
Os conceitos de energia e potência podem ser visto no capítulo 5 desta dissertação.
93
valor medido em quilowatt durante o período de fornecimento, normalmente de 30
dias. As tarifas de demanda de potência são fixadas em reais por quilowatt, R$/kW.
O consumo de energia corresponde ao valor acumulado pelo uso da
potencia elétrica disponibilizada ao consumidor durante um período de consumo,
normalmente de 30 dias. É medida em quilowatt-hora ou em megawatt-hora. As
tarifas de consumo são fixadas em reais por megawatt-hora, R$/MWh e especificada
nas contas mensais da unidade consumidora em reais por quilowatt-hora.
Nem todos os consumidores pagam as tarifas de demanda de potência.
Isso depende da estrutura tarifária e da modalidade de fornecimento na qual o
consumidor está enquadrado.
4.6.1.
Estrutura Tarifária
As tarifas de energia elétrica estão estruturadas em dois grandes grupos
de consumidores, grupo A e grupo B, e que se diferenciam da seguinte forma:
Os consumidores do grupo A correspondem às unidades consumidoras
atendidas em tensão igual ou superior a 2,3 kV e são subdivididos da seguinte
maneira:
A1 nível de tensão igual ou superior a 230kV;
A2 nível de tensão de 88 a 138kV;
A3 nível de tensão de 69kV;
A3a nível de tensão de 30 a 44kV;
A4 nível de tensão de 2,3 a 25kV;
AS sistema subterrâneo.
As tarifas do grupo A são distribuídas em três modalidades de
fornecimento: convencional; horo-sazonal azul e horo-sazonal verde. A tarifa
convencional é caracterizada pela cobrança dos valores contratados de demanda de
potência além da remuneração pela energia consumida independentemente das
horas de utilização do dia e dos períodos do ano. Só podem ter esta opção tarifária
os consumidores atendidos em tensão de fornecimento abaixo de 69kV e com
contrato de demanda inferior a 300kW.
94
A tarifa horo-sazonal, por sua vez, é caracterizada pela aplicação de
valores diferenciadas de consumo de energia elétrica e de potência , de acordo com
as horas de utilização do dia e dos períodos do ano.
Durante o dia são definidos dois períodos: o de ponta, correspondendo ao
período de maior consumo de energia elétrica, normalmente entre 18 e 21 horas e o
fora de ponta, correspondendo ao restante das horas do dia. As tarifas no horário de
ponta são mais altas que as fora do horário de ponta.
Existe também uma diferenciação dos valores cobrados que variam de
acordo com o período do ano. Durante o ano são estabelecidos dois períodos: o
período seco, quando o volume de chuvas é pequeno e o período úmido, quando o
volume de chuvas é maior. As tarifas de energia elétrica são mais altas no período
seco que no período úmido.
A
tarifa
horo-sazonal
se
aplica
obrigatoriamente
as
unidades
consumidoras a tendidas pelo sistema elétrico interligado, com demanda contratada
igual e ou superior a 300kW e são dividida em duas modalidades: a horo-sazonal
azul e a verde.
A modalidade horo-sazonal azul é aquela em que o fornecimento é
estruturado para a aplicação de tarifas diferenciadas de consumo de energia
elétrica, de acordo com as horas do dia, ponta e fora de ponta, e dos períodos do
ano, seco e úmido, assim como, tarifas diferenciadas de demanda de potência de
acordo com as horas do dia de utilização, ponta e fora de ponta. Esta modalidade
tarifária é obrigatória para todas as unidades consumidoras atendidas pelo sistema
interligado com tensão de fornecimento igual ou superior a 69kV.
A horo-sazonal verde é aquela em que o fornecimento é estruturado para
a aplicação de tarifas diferenciadas de consumo de energia elétrica de acordo com
as horas de utilização, ponta e fora de ponta e dos períodos do ano, período seco e
período úmido, e uma única tarifa de demanda de potência.
95
Já
os
consumidores
do
Grupo
B
correspondem
às
unidades
consumidoras atendidas em tensão inferior a 2,3kV e as tarifas são estabelecidas de
acordo com as diversas classes e subclasses de consumo, levando-se em
consideração somente a energia requerida, independentemente da hora do dia ou
do período do ano na qual é consumida. São classificadas em:
B1 Classe residencial e subclasse residencial baixa renda;
B2 Classe rural, constituída de diversas subclasses;
B3 Outras classes: industrial, comercial, serviços e outras atividades,
poder público, serviço público e consumo próprio;
B4 Classe Iluminação pública
4.6.2.
Composição da Tarifa
A receita anual requerida pelas concessionárias de distribuição de energia
elétrica para manter o equilíbrio econômico-financeiro da concessão pode ser
decomposta em duas parcelas, convencionalmente de chamadas: parcela A e a
parcela B.
A parcela A corresponde aos custos não gerenciáveis que são aqueles
em que seus valores e variações independem da atuação direta do concessionário.
Ela é composta pelos encargos setoriais, encargos de transmissão e a compra de
energia para a revenda.
Os Encargos Setoriais correspondem aos valores legalmente fixados e
são os seguintes: cotas da Reserva Global de Reversão (RGR); cotas da Conta de
Consumo de Combustível (CCC); taxa de Fiscalização de Serviços de Energia
Elétrica (TFSEE); rateio de custos do Proinfa e, por fim, Conta de Desenvolvimento
Energético (CDE)
Já os Encargos de Transmissão são: uso das Instalações da Rede Básica
de Transmissão de Energia Elétrica; uso das Instalações de Conexão; uso das
Instalações de Distribuição; transporte de Energia Elétrica Proveniente de Itaipu e
Operador Nacional do Sistema (ONS).
96
Por fim, a última componente da Parcela A se refere a compra de Energia
Elétrica para Revenda,ou seja, as concessionários compram energia elétrica de
diversas empresas geradoras, sob diferentes condições, para atender aos
consumidores da sua área de concessão.
A segunda parcela, “Parcela B”, corresponde aos custos gerenciáveis, ou
seja, aqueles que a concessionária têm capacidade de administrá-los diretamente.
São compostos pelas despesas de operação e manutenção, despesas com capital e
outros.
Despesas de Operação e Manutenção refere-se à parcela da receita
destinada à cobertura dos custos vinculados diretamente à prestação do serviço de
distribuição de energia elétrica que são: despesas com pessoal; materiais; serviços
de Terceiros; despesas Gerais e Outras.
Despesas de Capital referem-se à formação dos recursos destinados à
recomposição dos investimentos realizados com prudência e ao adequado
rendimento do capital investido para a prestação do serviço podendo ser citado as
cotas de Depreciação e a remuneração do Capital.
O item Outros corresponde aos investimentos e despesas realizados com:
Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Eficiência Energética; PIS/CONFINS.
4.7.
REAJUSTE TARIFÁRIO
Conforme visto anteriormente, a utilização da tarifa de energia elétrica
como um elemento para deter o índice inflacionário, deixou as distribuidoras de
energia com níveis ingressos abaixo do necessário para o adequado funcionamento
das mesmas, sendo um dos fatores do endividamento e da crise do setor elétrico no
inicio da década de 1990. Logo, a segurança da permanência ao longo do período
de concessão, de um nível tarifário adequado para a manutenção do equilíbrio
97
econômico-financeiro da concessão tornou-se de vital importância para atrair os
investimentos privados para o setor.
Desta forma, as tarifas praticadas nas empresas no momento da
contratação da concessão associado aos mecanismos de reajuste e revisão das
tarifas, estabelecidos no contrato deveriam ser suficientes para a manutenção do
equilíbrio econômico – financeiro das empresas, ou seja, a receita anual seria
suficiente para cobrir os custos operacionais incorridos na prestação do serviço e
remunerar de maneira justa e atraente o capital investido ao longo de todo o período
de concessão.
No modelo brasileiro, os ganhos de produtividade obtidos pelas empresas
nos primeiros oito anos da concessão foram absorvidos integralmente por elas. A
partir do oitavo ano foi definido, para cada empresa, um coeficiente redutor a ser
deduzido do reajuste de preço anual, com o intuito de transferir uma parte dos
ganhos de produtividade da empresa para o consumidor. Este coeficiente foi
chamado de Fator X.
Os contratos de concessão estabeleceram que as tarifas de fornecimento
pudessem ser atualizadas por uma metodologia que compreendiam três
mecanismos: reajuste tarifário anual, revisão tarifária periódica e revisão tarifária
extraordinária.
4.7.1.
Reajuste Tarifário Anual
O reajuste tarifário anual é aplicado pela ANEEL, em cumprimento ao
contrato de concessão, nos anos compreendidos entre as revisões tarifárias
periódicas e tem por objetivo garantir a manutenção anual do nível tarifário pactuado
entre as partes, concessionário e poder concedente, no momento da celebração do
contrato.
As tarifas são reajustadas por um índice de reajuste tarifário (IRT), de
periodicidade anual, calculado da seguinte forma:
98
IRT = [VPA + VPB (IVI ±X)] / RA
, onde:
VPA – Valor da Parcela A sob as condições vigentes na data do reajuste.
VPB – Valor da Parcela B sob as condições vigentes à data de referencia anterior.
IVI – É um índice obtido através do calculo das variações anuais do índice Geral de
Preços de Mercado (IGP-M) da Fundação Getulio Vargas, ou por outro índice que
venha a sucedê-lo, do mês anterior à data do reajuste.
X – Fator X é um número índice, fixado pela ANEEL, a cada revisão periódica, que
pode ser somado ou subtraído ao IGP-M em cada reajuste tarifário anual.
RA – Receita anual da empresa, últimos 12 meses, obtidas de acordo com a
estrutura e tarifas vigentes.
4.7.2.
Revisão Tarifária Periódica (RTP)
A revisão tarifária periódica é um processo realizado após um
determinado tempo, definido no contrato de concessão, com a finalidade de verificar
o equilíbrio econômico-financeiro da concessão. Nela é calculada a receita
necessária para a cobertura dos custos operacionais eficientes e a remuneração
adequada sobre os investimentos prudentemente realizados.
O processo é realizado mediante o cálculo do reposicionamento tarifário e
do estabelecimento do fator X.
O cálculo do reposicionamento tarifário se baseia na definição da parcela
da receita necessária para a cobertura dos custos operacionais eficientes,
considerando um determinado nível da qualidade do serviço prestado e uma
remuneração adequada sobre os investimentos realizados de maneira prudente.
A determinação dos custos operacionais eficientes constitui-se uma
grande dificuldade para o agente regulador, pois implica no conhecimento profundo
dos processos da empresa em análise.
99
A dificuldade reside no fato de que o concessionário detém todo o
controle do processo e gerencia todas as informações técnicas, operativas,
financeiras, contábeis, etc. vinculadas ao serviço prestado. O agente regulador tem
apenas um acesso parcial e limitado às informações que são fornecidas, em grande
parte, pela própria empresa regulada. Mesmo realizando auditorias periódicas sobre
as informações recebidas, haverá um desequilíbrio de informações evidente entre o
agente regulador e regulado no tocante aos processos operacionais e custos
envolvidos para a prestação do serviço.
Por essa razão, os agentes reguladores vêm desenvolvendo sistemáticas
que permitam uma determinação dos custos operacionais eficientes que devem ser
pagos pelo consumidor, permitindo um retorno justo para o capital investido pelo
concessionário, ao mesmo tempo em que permita a modicidade tarifaria. A
metodologia atualmente empregada é a denominada empresa de referência.
4.7.3.
Revisão Tarifária Extraordinária (RTE)
Além dos procedimentos de reajuste tarifário anual e revisão tarifária
periódica os contratos de concessão prevêem um mecanismo de revisão tarifária
extraordinária.
No caso de ocorrer uma alteração significativa nos custos do
concessionário, este, por meio desse mecanismo, poderá a qualquer tempo, e
quando devidamente comprovado, solicitar a ANEEL proceder à revisão das tarifas,
visando manter o equilíbrio econômico-financeiro da concessão.
4.8.
EMPRESA DE REFERÊNCIA
A Empresa de Referência pode ser definida como a simulação de uma
empresa responsável pelo fornecimento do serviço de distribuição e comercialização
de energia elétrica de maneira eficiente, na área geográfica onde a concessionária
em análise presta esse serviço.
100
A metodologia permite determinar os custos associados à execução dos
serviços de operação, manutenção das instalações elétricas, gestão comercial dos
clientes, direção e administração, em condições que assegure que a concessionária
poderá atingir os níveis de qualidade de serviços exigidos e que os ativos
necessários manterão sua capacidade de serviço.
A partir dos valores de custos estimados para que a empresa de
referência possa executar esses serviços, fixam-se os custos operacionais eficientes
da concessionária em análise, os quais serão considerados nas tarifas que deverão
ser cobradas dos consumidores pelos serviços prestados.
Desta maneira, a empresa real é obrigada a competir com a empresa de
referência. Se a concessionária for mais eficiente que a empresa teórica, ela se
apropriará dos ganhos de eficiência, já que será remunerada com base na empresa
teórica. Caso contrário, a concessionária passa a ter seus ganhos reduzidos já que o
poder concedente reajustará a tarifa com base nos resultados da empresa teórica.
A competição com a empresa de referência esta associada à eficiência na
gestão, custos operacionais eficientes e as características especificas da área de
concessão.
Deve-se salientar que são criadas tantas empresas de referência, quanto
concessionárias, já que as mesmas devem reproduzir as características específicas
do mercado de cada concessionária específica tais como: área geográfica,
quantidade de clientes, economia da região, etc.
Uma grande vantagem deste modelo reside na redução da assimetria de
informação. Esta assimetria consiste no fato de que a empresa regulada conhece
bem os custos de seu negócio enquanto que o agente regulador necessita destas
informações para avaliar o efetivo desempenho da empresa regulada.
Contudo, através desta metodologia, o agente regulador poderá
determinar os custos operacionais eficientes de cada concessionária de distribuição
101
sem a necessidade da coleta de informações referentes aos custos realizados pelas
mesmas para prestação dos seus serviços. Conseqüentemente, o agente regulador
não fica sujeito à assimetria de informações em relação ao agente regulado no que
tange a determinação da tarifa, passando a este a obrigação praticar, no mínimo,
seus custos operacionais dentro do estabelecido pela empresa de referência, se
desejar obter uma rentabilidade adequada.
4.9.
O FATOR X
Como citado anteriormente, o fator X é um mecanismo que permite o
repasse para os consumidores, por meio das tarifas, das projeções de ganhos de
produtividade
das
distribuidoras
de
energia
elétrica
bem
como
traduz,
financeiramente, o grau de satisfação dos clientes.
Este fator é calculado nas revisões tarifárias periódicas e anuais, com
base nas estruturas de custos e mercados de cada concessão, como meta de
eficiência para o próximo período tarifário e é composto dos elementos Xe, Xc e Xa,
e que foi definido pela Agencia Nacional de Energia Elétrica, na sua Resolução
Normativa no 55, de 5 abril de 2004 como:
X = ( Xe + Xc ) x ( IGPM – Xa ) + Xa
4.9.1.
Componente Xe
A componente Xe corresponde a um índice que reflete os ganhos de
produtividade esperados pelo crescimento natural do consumo de energia elétrica na
área de concessão, decorrentes do crescimento de consumo dos clientes existentes
(crescimento vertical), assim como pela incorporação de novos clientes, no período
entre revisões tarifárias (crescimento horizontal) e é calculado somente nas revisões
periódicas.
102
Ele é calculado de forma a assegurar que a receita da Parcela B no
período tarifário considerado seja suficiente para cobrir os custos operacionais e
permitir um retorno igual ao custo do capital da concessionária sobre os ativos
iniciais e investimentos realizados no período.
Para estabelecer este equilíbrio, faz-se necessário estimar quatro
variáveis: Receita, Custos Operacionais, Investimentos e Base de Remuneração.
4.9.1.1.
RECEITA
A receita tarifária é determinada pelo mercado do Ano-Teste (informado
pela concessionária e validado pela ANEEL), pelos valores históricos de consumo de
energia, pelo número de consumidores das categorias tarifárias e pela previsão do
crescimento das variáveis macroeconômicas.
Para este modelo de cálculo, a ANEEL considerou que a eletricidade é
um produto com forte tendência inelástica, ou seja, a variação do preço pouco
interfere no consumo de energia, contudo identificou uma forte correlação tanto com
a quantidade de clientes agregados como com o PIB nacional.
Para a determinação do número de novos clientes que serão conectados
à rede de distribuição da concessionária, é utilizado o método dos mínimos
quadrados comum, utilizando a série histórica da concessionária em estudo,
segmentando os clientes por classe de consumo (residencial, rural, comercial,
industrial e outros).
Para se obter a estimativa da venda de energia futura, que também são
segregadas por classe de consumo, considera-se a maior série histórica disponível
de quantidade de vendas e quantidade de clientes, assim como a quantidade de
clientes estimadas no parágrafo anterior. A outra variável independente é o PIB
nacional, determinado a preços constantes, para o mesmo período histórico.
103
4.9.1.2.
CUSTOS OPERACIONAIS
Os custos operacionais são segregados em custo de Operação e
Manutenção (O&M), custos de gestão comercial, custos administrativos, depreciação
e impostos.
Os custos de O&M são projetados considerando duas componentes: a de
mão-de-obra e a de demais custos. A evolução da componente de mão-de-obra é
calculada em conformidade com a previsão da quantidade de empregados e sua
relação com a quantidade de consumidores (relação clientes/empregado), utilizados
na empresa de referência. Já para o cálculo dos demais custos, considera-se o
crescimento da venda de energia elétrica já que o método determina uma relação
direta entre a venda de energia e os custos de operação e manutenção do sistema.
Para a determinação dos custos de gestão comercial também se
considera duas componentes: mão-de-obra e demais custos. Para o cálculo da mão
de obra é utilizado o mesmo critério de relação clientes\empregados, também
previstos na empresa de referência. A outra componente do custo de gestão
comercial considera uma relação direta entre o aumento do número de clientes e a
evolução destes custos.
Os custos administrativos seguem os mesmos critérios dos dois itens
anteriores para a determinação da componente relacionada à mão-de-obra. Para a
outra componente, demais custos, a mesma é mantida constante conforme critérios
da empresa de referência.
Os custos de depreciação são calculados em função da base de
remuneração e o imposto de renda e a contribuição social são calculados sobre o
lucro liquido.
104
4.9.1.3.
Investimentos
Para calcular corretamente o valor da componente Xe, faz-se necessário
estabelecer o valor dos investimentos necessários para suportar o acréscimo de
novas cargas ao sistema de distribuição e subtransmissão, bem como aqueles
necessários para a substituição dos ativos em fim de vida útil.
Os investimentos no sistema de distribuição são calculados em função do
crescimento da demanda e da quantidade de consumidores e são expressos
conforme fórmula abaixo:
dL = b x dQ + (1 – b) x dN
L
Q
N
Onde:
dL/L – Crescimento dos ativos físicos de distribuição
dQ/Q – Crescimento da demanda
dN/N – Crescimento do número de clientes
b – Coeficiente que reflete a economia de densidade
O coeficiente b tem o valor de 0,6 para linhas (por km), 0,9 para
subestações de média e baixa tensão (por unidade) e zero para ramal do
consumidor (por unidade).
Para a determinação dos investimentos necessários para suprir o fim de
vida útil da rede de distribuição, parte-se da premissa de que os ativos devem ser
substituídos em uma quantidade de anos igual a vida útil das instalações.
Por último, os investimentos em subtransmissão, em função de sua
característica de não se encaixar em um modelo teórico-empírico, são obtidos
através de estudos dos setores de planejamento da concessionária após a análise
de razoabilidade por parte da ANEEL.
105
4.9.1.4.
Base de Remuneração
A base de remuneração regulatória, segundo a Resolução Normativa no
55 da ANEEL é:
[...]o valor dos ativos físicos da concessionária atualizados na data
de revisão tarifária periódica, liquida de depreciação, descontados
todos os ativos que estão incluídos nos custos operacionais da
Empresa de Referência. [...] Para o capital de giro adota-se como
critério regulatório valor igual a 5% do montante da Parcela B sem
impostos.
4.9.2.
Componente Xc
O componente Xc corresponde a um índice, que reflete o grau de
satisfação dos consumidores, em relação à distribuidora de energia que os atende.
É calculado, em cada revisão tarifária anual, a partir do resultado de pesquisa de
satisfação do consumidor efetuada pela ANEEL.
A fórmula para o cálculo do Xc é:
Xc = IASCb – IASCc
14
Onde:
IASCc – É o último índice ANEEL de satisfação do consumidor disponível
na data do reajuste tarifário anual relativo a concessionária;
IASCb – É o Benchmarking do índice de satisfação.
A Resolução Normativa no 55 da ANEEL atribui ao IASCb o valor de 70.
Desta forma, as empresas que obtiverem na pesquisa um valor de IASCc maior que
este valor, terão um Xc negativo e aquelas que obtiverem uma valor de IASCc menor
do que este valor terão, por sua vez, um valor positivo..
106
Nesta mesma resolução foi estabelecido que o intervalo que Xc pode
assumir é [-1,1], o que significa que caso o IASCc seja maior que 84 o Xc será
mantido em -1 e, caso o IASCc seja inferior a 56 o Xc será mantido em 1.
A supracitada resolução, em sua página 13, diz:
Do ponto de vista conceitual, a aplicação regulatória do
componente Xc é extremamente importante quando se
considera a condição de cliente cativo do serviço monopólico
de distribuição de energia elétrica. É evidente que o ponto de
vista desse usuário é, por definição, subjetivo. Porém, é
igualmente evidente o impacto econômico e institucional que
exerce a opinião do usuário de um serviço sobre o prestador
desse serviço, quando essa prestação está sujeita às regras da
concorrência – ainda que essa opinião seja subjetiva.
4.9.3.
Componente Xa
O componente Xa corresponde a um índice que reflete o ajuste do
componente pessoal da parcela B da receita requerida, quando dos reajustes
tarifários anuais, ou seja, estabelece o índice que reflita o valor da remuneração da
mão-de-obra do setor formal da economia brasileira.
A fórmula para a obtenção de Xa é dada por:
Xa = IGPM – ( CO x IACO + RC x IARC + TOE x IGPM )
VPB
Onde:
CO
- Custos Operacionais;
RC
- Remuneração sobre o capital e a depreciação;
TOE
- Tributos e outros encargos;
VPB
- Valor da parcela B da receita da concessionária;
IACO - Índice de reajuste dos custos operacionais;
IARC - Índice de reajuste da remuneração sobre o capital e depreciação;
IGPM - Índice geral de preços médio.
107
4.10.
CONSIDERAÇÕES FINAIS DO CAPÍTULO
A evolução do setor elétrico nacional de um modelo estatal centralizado
para um modelo privatizado de competição de mercado exigiu uma mudança jurídica
e institucional, de maneira a dar o respaldo necessário ao novo órgão regulador - a
ANEEL - para atuar dentro dos limites legais nos diversos segmentos deste setor.
No segmento específico de distribuição de energia elétrica, a atuação do
agente regulador se torna ainda mais intensa e necessária por ser um segmento
com características de monopólio natural, no qual, livre da interferência do poder
concedente, as empresas buscariam minimizar os seus investimentos, produzindo
somente o necessário para a maximização do seu lucro.
Neste aspecto, torna-se fundamental que as tarifas de energia elétrica,
com suas atualizações, devam ser atraentes para a captação de investimentos
privados para o setor, mantendo o equilíbrio econômico-financeiro da concessão, ao
mesmo tempo em que estimulem a eficiência, com preços justos, para toda
sociedade, melhorando os padrões de seus serviços.
Nesse contexto surgem às revisões tarifarias periódicas, previstas no
contrato de concessão, como grande desafio para o órgão regulador, devido
principalmente à assimetria de informações25 entre o regulador e o prestador do
serviço.
Para minimizar este fator, a solução apresentada foi a utilização do
modelo de empresa de referência como forma de determinar os custos necessários
ao atendimento da concessão, dentro dos parâmetros de eficiência e qualidade
exigidos, liberando o regulador da necessidade de conhecer os custos da empresa
real em análise e fomentado, as prestadoras do serviço, a perseguir o atendimento
da sua concessão dentro destes parâmetros estabelecidos, para obter rentabilidade.
25
A assimetria de informação é o termo utilizado para se evidenciar o fato de que as concessionárias detem um conhecimento
maior do seu negócio do que o agente regulador, tendo, portanto, informações privilegiadas quanto a composição de seus
custos, tendências de mercado, necessidades de investimento, índices operativos, etc.
108
Além disto, a introdução do fator Xe na composição tarifária, que pretende
transferir os ganhos de escala do negócio para o consumidor, simula um
comportamento análogo a uma indústria qualquer, não detentora de um monopólio
natural, ou seja, com concorrentes, de redução do valor unitário do seu produto à
medida que caminha para a utilização máxima de sua planta.
Para exemplificar, pode-se considerar que uma indústria “A” tenha um
custo fixo de R$ 10.000, um custo variável de R$ 5,00 por unidade fabricada, que
produza 5.000 unidades/mês, com um lucro de 10%, venda cada unidade por
R$7,70.26. Caso esta mesma indústria possa aumentar a sua produção para 7.000
unidades, passando a ter um custo fixo de R$ 13.000,00, poderia vender seu
produto a R$ 7,54, mantendo a mesma margem de lucro.
Caso se considere que a imagem da indústria “A” seja equivalente a
imagem de sua concorrente, ela tenderá a repassar este ganho de produtividade ao
consumidor visando aumentar sua fatia no mercado. Caso a sua imagem esteja em
desvantagem em relação a sua concorrente, a indústria “A” poderá reduzir até sua
margem de lucro, visando obter um diferencial competitivo e abarcar uma parte do
mercado de sua concorrente.
No setor elétrico de distribuição de energia brasileiro, este comportamento
é simulado pela introdução do fator Xc, onde a imagem da concessionária perante
seus clientes reflete em ganhos ou perdas tarifárias.
Portanto, em função da criação da Empresa de Referência e dos
componentes Xe e Xc nos índices de revisão tarifária, pode-se falar de
competitividade e necessidade de inovação dentro do setor de distribuição de
energia elétrica brasileiro, mesmo que a concessionária seja detentora de um
monopólio natural,
26
Para o cálculo, não foram considerados as taxas e impostos sendo feita a seguinte simplificação para obtenção do preço do
produto:
Preço = ( ( Custo Fixo / Unidades Produzidas ) + Custo Variável ) x ( 1 + Lucro Esperado )
109
CAPÍTULO 5
5.
COMPETITIVIDADE E MEIO AMBIENTE
5.1.
INTRODUÇÃO
Neste capítulo procurar-se-á mostrar, de forma sucinta, a relação das
indústrias com as questões ambientais, iniciando-se com ações oriundas de
demandas legais (mecanismos de comando e controle) para ações espontâneas
visando a obtenção de diferenciação no mercado conquistando novos nichos.
Ver-se-á, também, a necessidade de redução do impacto ambiental dos
produtos e serviços através da equação mestra do impacto ambiental e, por fim,
algumas ferramentas para mensuração do impacto ambiental.
5.2.
A INDÚSTRIA E O MEIO AMBIENTE
O desenho de um produto ou processo levando em consideração o seu
encargo para o meio ambiente tem, dia-a-dia, ganhado relevância nos meios
produtivos. A importância que a sociedade vem dando às questões ambientais
causa uma pressão sobre a indústria no sentido da criação de produtos e/ou
serviços com o menor impacto ambiental possível.
110
Desta forma, as empresas se preocupam, cada vez mais, em serem
vistas por seus clientes e pela comunidade em que seus produtos são consumidos,
como empresas socialmente responsáveis. Sob este viés, as ações voltadas para a
redução de impactos ambientais e a proteção do meio ambiente começam a deixar
de ser encargos meramente legais e passam a ser iniciativas expontâneas visando
agregar valor a sua imagem.
Pode-se, portanto, dividir as causas pelas quais as empresas tomam
ações no sentido de tornar seus produtos ambientalmente menos impactantes em
dois grupos:
Ações derivadas de demandas externas
Ações derivadas de demandas internas
Como exemplo de ações derivadas de demandas externas podemos citar
Callenbach (1993, p.34): Restrições legais
e regulamentadoras; demanda de
clientes ambientalistas; ações trabalhistas reivindicatórias; ações públicas; aumento
de custos e, por fim, concorrentes
Já como demanda interna, pode-se considerar que empregados e
empresários, como membros de uma sociedade em que cada vez mais desenvolve
uma consciência ambiental, começam a ter uma tendência a avaliar suas atividades
com o foco na preservação e no uso racional dos recursos disponíveis no planeta.
Portanto, independente do motivo, as empresas necessitam agregar a
seus produtos e serviços o conceito de Qualidade Ambiental que segundo
Callenbach (1993, p.36):
[...] consiste no atendimento de requisitos de natureza física,
química, biológica, social, econômica e tecnológica que assegurem a
estabilidade das relações ambientais no ecossistema no qual se
inserem as atividades da organização.
111
Para o desenvolvimento da Qualidade Ambiental, faz-se necessário a
utilização de ações e procedimentos, devidamente definidos e aplicados dentro dos
critérios pré-estabelecidos, visando controlar e minimizar os impactos causados por
um empreendimento sobre o meio ambiente. Estes conjuntos de ações são
denominados de Gestão Ambiental e são mais abrangentemente definidos por DE
Becker (1995, p. 14) como:
[...] administração do uso dos recursos ambientais, por meio de
ações ou medidas econômicas, investimentos e providências
institucionais e jurídicas com a finalidade de manter ou recuperar a
qualidade dos recursos e o desenvolvimento social.
A necessidade da implementação da gestão ambiental iniciou-se com a
regulamentação do Estado sobre o processo produtivo no sentido de minimizar a
poluição. Assim foram criados os mecanismos denominados de Comando e Controle
(C&C) que, segundo Kiperstok (2002, p. 17),
se baseia na criação de dispositivos e exigências legais (comando) e
de mecanismos para garantir o cumprimento destas (controle). Esta
abordagem tem-se caracterizado pela não-integração de fatores
ambientais (ex: água, ar e solo), fatores bióticos, sociais e a adoção
de medidas de forma isolada, visando essencialmente o controle da
poluição.
Ainda segundo Kiperstok (2002) a adoção da política de C&C, de forma
isolada, suscita uma postura reativa por parte das empresas causando polarização
de pontos de vista e confronto entre o governo e outros agentes de interesse com as
empresas que interagem, de forma significativa, com o meio ambiente.
Como citado anteriormente, as mudanças que vem ocorrendo na
consciência global, notadamente a partir da década de 1990, vem gerando uma
demanda sobre produtos e processos mais ambientalmente corretos. A visão deste
nicho mercadológico crescente gera, nas empresas, um estímulo a adoção
voluntária de instrumentos de gestão ambiental, em patamares mais elevados que
os estipulados na política de C&C como, por exemplo, a adoção de selos-verde para
a certificação de produtos e normas como a ISO 14001 para certificação de serviços.
112
As políticas de C&C não devem ser consideradas ultrapassadas como
instrumento na busca da sustentabilidade e sim complementares aos processos de
conscientização do mercado consumidor e das políticas empresariais voluntárias.
Segundo Hasenclever (apud KUPFER; HASENCLEVER, 2002), ”as melhorias, não
necessariamente são introduzidas nos bens e serviços, com o objetivo de aproximá-los das
necessidades do usuário”.
Por esta razão, a adoção conjunta dos modelos que estimulam a adoção
voluntária de instrumentos de gestão ambiental e políticas de C&C é salutar
conforme salientado por Kiperstok (2002, p. 17-18) :
A adoção destes instrumentos voluntários, normalmente pautados
em princípios de auto-regulação, devidamente complementados com
os mecanismos clássicos de C&C, impostos pelos órgãos
ambientais, tem-se mostrado uma estratégia eficiente na melhoria do
desempenho ambiental das empresas.
As organizações podem ser divididas em dois tipos:
i. Organizações lucrativas (empresas)
ii. Organizações não lucrativas (exército, igreja, serviços públicos, entidades
filantrópicas, organizações não governamentais, etc)
Sendo as empresas organizações que visam auferir a maximização de
dividendos a seus controladores, as razões que poderiam influenciá-las - além das
pressões sociais, conquista de nichos mercadológicos e mecanismos de Comando e
Controle - a adotarem ações espontâneas com o intuito de reduzir o impacto
ambiental de seus processos produtivos seriam: a perspectiva de redução de seus
custos ou a obtenção de vantagens competitivas sobre seus concorrentes.
Neste ponto pode-se suscitar uma questão importante: na atividade de
distribuição de energia elétrica, cuja característica é de deter o monopólio natural da
veiculação da energia que é cada vez mais um produto imprescindível para a
113
humanidade, em que contexto poder-se-ia entender uma preocupação espontânea
com a redução de custos e obtenção de vantagens competitivas?
A resposta a esta questão tem seu cerne na nova regulamentação do
setor
elétrico,
que
introduz
uma
série
de
modificações
em
relação
às
concessionárias a quais foram discutidas nos dois capítulos anteriores.
Evidentemente, o mercado é complexo demais para ter suas interações e
idiossincrasias completamente representadas em um modelo teórico. Contudo, este
modelo já permite analisar as distribuidoras de energia como empresas que
necessitam buscar a eficácia e as vantagens competitivas em seus processos
através de constantes inovações na sua forma de atuar.
5.3.
INOVAÇÃO TECNOLÓGICA
Cabe, portanto, definir o conceito de inovação. Segundo Schumpeter
(1984, p. 76) a inovação é uma evolução discreta, não contínua no tempo. Ele não
considera como inovação as melhorias graduais do processo. Já Porter (1999, p.
174-175) considera que a inovação acarreta mudanças de diferentes intensidades
como se pode ver abaixo:
A inovação se manifesta no novo desenho do produto, no novo
processo de produção, na nova abordagem de Marketing ou nos
novos métodos de treinamento. Boa parte das inovações são triviais
e incrementais, dependendo mais da acumulação de pequenos
insights e melhorias do que de um único e grande avanço
tecnológico revolucionário. Freqüentemente, envolve idéias que nem
mesmo são “novas” – idéias que já circulavam por ai, mas que nunca
foram adotadas com vigor.
Para Freeman e Perez (1988) as inovações podem ser classificadas em
quatro categorias: Incrementais, Radicais, Novos sistemas e processos e Mudança
de paradígma tecno-econômico.
114
As inovações incrementais seriam aquelas que ocorrem no cotidiano das
empresas. Pequenas mudanças que não envolvem estudos científicos mais
aprofundados sendo, portanto, mais fruto das experiências adquiridas dos
envolvidos no processo do que uma ação deliberada de aperfeiçoamento
sistemático do processo.
Este tipo de inovação, apesar de comum, com freqüência não são
divulgadas e nem percebidas como inovações e se limitam ao aperfeiçoamento do
processo existente.
As inovações radicais, por sua vez, são eventos descontínuos no tempo.
São fruto de uma ação deliberada das empresas e implicam em novas linhas de
produção e alteração das demandas. Estas inovações, apesar de causar mudanças
estruturais, tem pouco impacto sobre a estrutura econômica e social, sob um
aspecto mais amplo.
Já as mudanças no sistema tecnológico são eventos de grande alcance,
afetando diversos ramos da economia e leva ao surgimento de setores da economia
inteiramente novos. Este tipo de inovação torna-se um catalisador de uma série de
inovações técnicas e econômicas entrelaçadas. Segundo Freeman e Perez (apud
CARVALHO, 2005, p.45-46), pode-se citar como exemplo deste tipo de inovação:
a mudança ocorrida com as inovações relacionadas aos materiais
sintéticos que foram acompanhadas de inovações petroquímicas, de
máquinas para moldar por injeção e extrusão e inúmeras aplicações
inovadoras que foram introduzidas no período compreendido entre
1920 e 1950.
Por fim, o último tipo de inovação estabelecido por Freeman e Perez
(1988) é a alteração no paradigma técnico-econômico. Trata-se de inovações que
alteram visceralmente os processos produtivos trazendo grandes impactos sobre as
estruturas econômicas, tecnológicas, políticas e sociais. Freeman e Perez (1988)
citam, como exemplo deste tipo de inovação a criação do modelo fordista de linha de
produção e a tecnologia da informação, ainda em curso.
115
Kiperstok
(2002),
em
seu
artigo
Inovação
como
Requisito
do
Desenvolvimento Sustentável, definem inovação como:
[...] um fenômeno multi-facetado, caracterizado por uma
complexidade de inter-relações entre pessoas e instituições.
Concordam que a inovação envolve de um lado, novas idéias e
resolução de problemas, e por isso pode ser vista em termos de
criatividade e esforço intelectual. De outro, envolve recursos
financeiros e materiais, usualmente em largas proporções e em
condições incertas, com elevado risco. Apesar disto, ela não pode
ser vista em termos de esforço individual de pessoas ou de
organizações. Ao contrário, inovação é um processo em que
conhecimento e recursos estão distribuídos entre diversos
participantes, interligados entre si numa rede de relações.
Kiperstok (2002), conclui que independentemente da natureza da
inovação (técnica, de mercado ou organizacional) ou da sua abrangência (radical ou
incremental) esta só ocorre visando dar à empresa um maior grau de
competitividade. A inovação, contudo depende de fatores externos e internos ( como
visto no início deste capítulo) sobre os quais as empresas tem variados graus de
influência.
Porém, segundo Kiperstok (2002),, é mister que as empresas se
associem em rede para que diversas capacitações quer sejam de ordem
tecnológicas, gerenciais ou comerciais possam fluir criando ambientes
mais
propícios para o surgimento de novas inovações.
5.4.
COMPETITIVIDADE E IMPACTO AMBIENTAL
Até a década de 1990, considerava-se que o meio ambiente e a atividade
empresarial eram antagônicos. Ou se priorizava as questões ambientais nas
empresas, com perdas econômicas ou se priorizava a competitividade das empresas
em detrimento ao meio ambiente.
Durante os últimos 15 anos, muito se pesquisou sobre a relação entre
competitividade x impacto ambiental com resultados diversos. Um grupo de autores
116
como: Gupta, Porter, Van der Linde, dentre outros, considera a poluição como um
desperdício e o investimento em meio ambiente como uma estratégia de “ganhaganha” ou seja, os efeitos mensuráveis das tecnologias ambientais da produção
mais limpa são positivos sobre a eficiência operacional e na redução de custos, além
dos efeitos benéficos intangíveis sobre a imagem das empresas.
Para este grupo de autores, os empresários se beneficiariam de: aumento
da produtividade; redução de custos operacionais (energia, água, matéria prima) e
melhoria da imagem.
Já outro grupo, formado por autores como Whitehead, Waley e Lindell,
considera que não há indícios suficientes para o estabelecimento de uma relação
positiva entre a gestão ambiental e a competitividade das empresas. Considera que
os ganhos empresariais podem ser positivos a depender de fatores ligados a suas
atividades, situação setorial e de mercado (Karagozoglu; Lindell apud Epelbaum,
p.99).
De acordo com Porter ( 1999 ), a busca constante da obtenção da eficácia
no processo produtivo
de uma empresa é imperiosa para a sua sobrevivência.
Contudo, o aumento da eficácia na produção e a redução do impacto ambiental só
ocorrem em conjunto, na maioria dos casos, fruto de uma ação consciente da
direção da empresa, quando faz o seguinte comentário:
Todas as empresas devem melhorar de forma contínua a eficácia
operacional das suas atividades, mas as diferenças de desempenho
sustentáveis quase sempre dependem de uma posição estratégica
distinta (PORTER, 1999, p. 10).
Sob este enfoque, a preocupação ambiental, dentro de uma empresa, não
pode ser uma atividade desconectada do restante da organização. Ao contrário,
deve que estar inserida com outras decisões empresariais, o que pode alterar seu
entorno competitivo, devendo estar relacionada com as diversas estratégias da
empresa beneficiando-as, já que tem o potencial de influir tanto nos ingressos de
recursos quanto nos custos.
117
Sob a ótica de redução de custos associado à redução do impacto
ambiental, surgiram uma série de artigos de Michael Porter e van der Lind evocando
o fato de que, ao se eliminar a geração de resíduos na fonte, conseguir-se-ia obter
ganhos financeiros no processo produtivo por aumento de eficiência na utilização da
matéria-prima. Esta idéia passou a ser conhecida como Hipótese de Porter ou do
“Duplo Dividendo”.
Kiprstok e outros (2003, p. 68) descreve o mecanismo da Hipótese de
Porter da seguinte forma:
caso se consiga inovar, no próprio processo produtivo, reduzindo-se
perdas que precisariam ser abatidas posteriormente, reduzem-se
impactos ambientais a partir de um melhor aproveitamento da
matéria-prima, o que leva a redução de custos de produção. Passase a dispor de uma nova tecnologia mais limpa. Se este esforço
inovativo se tornar uma prática da organização ou da rede de
inovação, tecnologias cada vez mais limpas serão atingidas
sucessivamente, invertendo-se a lógica e atingindo o duplo
dividendo.
Kiperstok e outros (2003, p.70) considera que não necessariamente as
medidas de redução de impacto ambiental são capazes de gerar retorno financeiro a
curto prazo, principalmente, considerando-se que os custos ambientais não são
integralmente internalizados no processo produtivo. Contudo, uma equilibrada ação
na elaboração e implementação da legislação ambiental seria capaz de gerar um
ambiente propício para a o surgimento de inovações que busquem melhorar a
ecoeficiência, quando diz:
A discussão acima levanta o fato de que, a opção pelo
desenvolvimento
sustentável,
não
é
necessariamente
autofinanciável, no sentido imediatista da palavra, conforme a
Hipótese de Porter afirma. As imperfeições de mercado associadas à
inovação ambiental demandam a intervenção do Estado, seja numa
inteligente elaboração e aplicação da legislação ambiental, seja no
uso de outros instrumentos incentivadores da inovação, como
requisito para o crescimento da ecoeficiência na produção e no
consumo.
Kiperstok e outros (2003, p.71) ainda considera que a discussão entre os
defensores e questionadores da Hipótese de Porter pode esconder uma questão
118
que envolve a exploração deliberada das fontes de recursos naturais através de
tecnologias ecologicamente menos eficiente para a obtenção de vantagem
competitiva, quando diz:
Limitados por sua capacidade tecnológicas e pressionados pela
necessidade de aumentar sua competitividade, esses países podem
alicerçar, temporariamente, seu crescimento econômico com opções
tecnológicas de menor eficiência. Isto porque podem dispor de
vastos recursos naturais, a montante ou jusante do processo
produtivo. Este crescimento, fundamentado na existência de
vantagens competitivas, só tem sentido na medida em que sirva de
base para o desenvolvimento de vantagens competitivas.
Sob esta ótica, a de obtenção de vantagens competitivas em nível de
nações, em 1991 Grosman e Kruguer identificaram a existência de uma relação não
linear entre o crescimento da poluição e o crescimento econômico. A partir daí surgiu
uma série de estudos e, em vários casos, as análises de regressão dos dados
geraram curvas em formato de U invertido, conforme mostrado na figura I.
Curva de Kuznets
Impacto Ambiental
1200
1000
800
600
400
200
27
25
23
21
19
17
15
13
11
9
7
5
3
1
0
Renda Per Capta
Figura 8 – Curva de Kuznets
A análise desta curva gerou a seguinte interpretação: a poluição cresce
com o produto nacional até atingir um ponto máximo. Após este ponto, a poluição
decresce com o aumento do produto nacional. Em outras palavras, a medida que um
país inicia seu processo de industrialização, o aumento do PIB (Produto Interno
Bruto) per capta gera um aumento do impacto ambiental e, quando este mesmo PIB
119
atinge uma determinado valor, ocorre uma inflexão na curva. A partir deste ponto, o
crescimento do PIB gera uma redução do impacto ambiental nacional.
Em função do comportamento da curva ser similar ao observado por
Kuznets (1955) para descrever a relação entre a riqueza do estado e sua
distribuição em relação à população, a curva estabelecendo a suposta relação entre
impacto ambiental e PIB per Capto passou a ser conhecida como Curva Ambiental
de Kuznets (Environmental Kuznets Curve – EKC).
As explicações mais comuns para justificar este tipo de comportamento
são:
A primeira delas diz respeito a renda da população. Quando uma
população sem recursos financeiros começa a ter incrementos de renda em função
da industrialização emergente do país em que reside, esta população não esta
disposta a trocar consumo por proteção ambiental. A medida que esta mesma
população tem mais acesso à informação e a cultura e já tem suas necessidades
básicas razoavelmente atendidas, suas atenções se transferem para a obtenção de
melhor qualidade de vida. Dentro deste mesmo viez, esta população passa a ter
uma maior consciência ambiental, com repercussões na legislação ambiental que,
por sua vez, se torna mais rígida.
A segunda explicação plausível é que os estágios de crescimento
econômico passam pela troca de uma economia baseada na agropecuária para uma
economia industrial, posteriormente passando para uma economia baseada no setor
de serviços.
Há, portanto, uma elevação da degradação ambiental ao se passar de
atividades predominantemente do setor primário da economia (extrativista e
agropecuário) para o setor secundário (industrial). Posteriormente, com o incremento
do setor terceário (serviços) os impactos ambientais tendem a ser reduzidos naquele
território.
120
A terceira explicação pode ser retirada das duas anteriores. A medida que
a população enriquece e tem suas necessidades básicas supridas, passa a ter uma
consciência ambiental maior, por preocupar-se mais com a qualidade de vida do que
com o acúmulo de riqueza. Esta mudança se reflete na legislação ambiental vigente.
O endurecimento da legislação associado ao custo de mão-de-obra, leva a migração
das atividades mais ambientalmente degradantes do setor secundário (industrial) a
migrarem para países onde a legislação ambiental é menos rígida, os custos diretos
e indiretos com a mão de obra são menores e os recursos ambientais abundantes.
Considerando que a Terra é um sistema fechado, a simples transferência
de uma atividade ambientalmente impactante de um lugar para outro não causa
nenhum benefício. Pelo contrário, ao dar a uma população de baixo poder aquisitivo
uma oportunidade de melhoria de sua renda através da migração de postos de
trabalho de países mais desenvolvidos, esta população gerará um aumento no
consumo de produtos, elevando ainda mais o impacto ambiental causado.
Não se trata de negar a uma população de baixa renda o acesso a níveis
de vida melhor ou tentar impedir a lógica capitalista de maximização de lucros
através da redução do valor dos insumos. Trata-se de tentar explorar estas
vantagens competitivas (mão-de-obra mais barata e recursos naturais abundantes)
com consciência, buscando cada vez mais a ecoeficiência, como evidenciado por
Kiperstok (2003, p71):
Não cabe dúvida de que usar uma base natural relativamente
abundante, apenas para resolver demandas econômicas e sociais
imediatas, pode levar à depredação dos recursos naturais sem um
adequado desenvolvimento. De fato, estar-se-ia gerando uma dívida
ambiental futura em troca de um ganho presente relativamente
acanhado. Por outro lado, a disponibilidade de algum recurso
ambiental abundante pode alicerçar a partida de um plano articulado
de efetivo desenvolvimento tecnológico, que possa redundar em
inovação e numa gradativa elevação da ecoeficiência. Do ponto de
vista dos recursos naturais, estar-se-ia gastando mais hoje para se
poder gastar menos no futuro. Para implementar propostas deste
tipo, contudo, deve-se ter uma noção clara da fragilidade dos
ecossistemas atingidos e de sua efetiva capacidade de recuperação,
evitando impactos irreversíveis.
121
5.5.
IMPACTO AMBIENTAL E O FATOR X
Com base no que foi discutido anteriormente neste capítulo, faz-se
iperiosa a otimização da utilização dos recursos ambientais no processo produtivo.
Contudo, como avaliar se esta havendo ou não uma maior ecoeficiência?
A primeira resposta nesta direção veio através da proposta de Graedel e
Allenby (1998), no seu trabalho intitulado “Ecologia Industrial e o Automóvel”. Neste
trabalho propuseram a utilização da seguinte equação:
Impacto Ambiental = População x
PIB
x
Pessoa
Impacto Ambiental
Unidade do PIB
Weaver (2000), reescreve a equação, que passou a ser conhecida como
Equação Mestra do Impacto Ambiental ou Expressão de Ehrlich:
Impacto Ambiental = População x Renda per capta x
Impacto Ambiental (produto)
Unidade do Produto
Esta equação, segundo Kiperstok at Al (2003), expressa o impacto
ambiental como sendo o produto da população vezes o impacto ambiental per capta.
Este, por sua vez, é representado pelo produto de padrão de consumo, medido pela
renda per capta, com o impacto ambiental causado por cada objeto consumido.
Analisando separadamente o primeiro elemento da função – População ter-se-á que, mantidos constantes os demais fatores, a medida em que a população
cresce, aumenta também a demanda sobre os recursos naturais.
Desta forma, com o aumento da população cresce também a necessidade
do aumento da rede de distribuição de água e esgotamento sanitário, geração e
distribuição de energia elétrica, aumento do consumo de combustíveis fósseis,
demanda sobre produtos alimentícios, etc.
122
O segundo elemento da função é a renda per capta. Enquanto que para o
primeiro elemento, mantidos constantes os demais, vê-se como coerente o
estabelecimento de uma relação direta com o impacto ambiental, para o segundo
elemento esta relação não pode ser estabelecida da mesma forma.
Como discutido no item anterior, a Curva de Kuznets estabelece uma
relação entre o impacto ambiental e a renda per capta que varia de direta para
inversa. Foi visto também que a explicação do comportamento da curva poderia ter
basicamente dois motivos não excludentes. O primeiro deles é que com o aumento
da renda per capta, a população teria acesso ao consumo de uma maior quantidade
de produtos. Já o segundo deles diz respeito a forma de confecção dos produtos
dentro de um determinado país.
Considerando somente o primeiro motivo da explicação da Curva de
Kuznets, já que o segundo motivo poderia estar incluído na análise do terceiro
elemento da equação Mestra do Impacto Ambiental, seria admissível dizer que,
mantidos os demais fatores constantes, a relação entre renda per capta e impacto
ambiental poderia ter uma relação direta.
Por último, o terceiro elemento da Equação Mestra do Impacto Ambiental
é o somatório do impacto ambiental de todos os produtos consumidos, dividido pela
quantidade total de produtos consumidos, ou seja a média ponderada do impacto
ambiental dos produtos consumidos.
Cada produto tem seu próprio impacto ambiental definido pela sua
natureza, forma de produção e insumos utilizados. Como o aumento da renda per
capta da população mundial é uma meta almejada e a imposição do controle da
natalidade em qualquer escala, principalmente na mundial, não é uma opção ética,
resta somente a atuação no terceiro elemento da equação.
Desta forma, o impacto ambiental dos produtos consumidos deve decair,
ao menos, para valores iguais ao produto entre a taxa de crescimento populacional e
o aumento da renda per capta.
123
Sob esta ótica foi criado o conceito de Fator X. Trata-se da estimativa de
redução do terceiro fator da Equação Mestra do Impacto Ambiental, ou seja, a
redução do impacto médio dos produtos consumidos.
Utilizando os dados analisados por Kiperstok at al (2002, p 22) para o
crescimento médio populacional (1,3% a.a.) e aumento da renda per capta média
(2% a.a.),num período de 50 anos, o impacto ambiental médio por unidade de
produto consumidos deveria decair em aproximadamente 5 vezes para manter-se
nos mesmos níveis de hoje, o que implica que, para este cenário teríamos um
FATOR 5.
Contudo, ainda segundo Kiperstok e outros (2002, p. 27), a Organização
para a Cooperação e o Desenvolvimento Econômico (OCDE) tem divulgado o
conceito de FATOR 10 “no sentido de chamar a atenção da sociedade para a
necessidade de se aumentar o ritmo da melhoria da produtividade dos recursos naturais”. A
obtenção do Fator 10 implica em reduzir à metade o impacto ambiental nos próximos
50 anos, caso considere-se os valores de crescimento populacional e da renda per
capta do parágrafo anterior. Em 1993, seguindo este raciocínio de reduzir à metade
o impacto ambiental nos próximos cinqüenta anos, foi criado o Clube do Fator 10
(WEAVER et al, 2000 apud KIPERSTOK 2002).
5.6.
ANÁLISE DE CICLO DE VIDA - ACV
Contudo, como mensurar o impacto ambiental de um produto ou serviço?
Uma ferramenta que pode ser utilizada é a Análise de Ciclo de vida – ACV
(Life Cicle Analisys – LCA) que foi definido pela SETAC (Sociedade para Toxicologia
e Química Ambiental) como:
[...] um processo objetivo para avaliar os impactos ambientais
associados a um produto, processo ou atividade com base na
identificação e qualificação de energia e materiais usados e dos
resíduos emitidos para o meio ambiente, de forma a avaliar e
implementar oportunidades que redundem em melhoras ambientais.
124
A avaliação inclui o ciclo de vida completo do produto, processo ou
atividade, englobando a extração e processamento de matériasprimas, fabricação, transporte e distribuição, uso e reuso,
manutenção, reciclagem e disposição final (SHEN,1995 apud
KIPERSTOK at al 2003,p 161).
A Avaliação de Ciclo de Vida, portanto, leva em consideração não
somente os impactos causados aos sistemas ecológicos. Considera também a
depreciação dos recursos naturais além dos impactos sobre a saúde do homem.
Esta ferramenta foi criada, inicialmente, para subsidiar mudanças que levassem à
melhorias ambientais. Contudo, a mesma pode ser utilizada no desenho de um novo
produto com menor encargo ambiental, avaliar impactos que levem a reclamações
usuais, na definição de critérios para outorga de selos verdes, na comparação entre
produtos com a mesma finalidade e para cobrir lacunas de conhecimento.
Numa visão mais acurada descobre-se que, não raro, mesmo a Análise
de Ciclo de Vida de um produto industrial simples, pode tornar-se uma tarefa de
grande monta. Por esta razão, faz-se necessário saber exatamente aonde se quer
chegar num estudo desta natureza.
Desta forma, a primeira etapa de uma ACV é o estabelecimento do
objetivo a ser alcançado, que deve ser muito claro ao longo do processo caso
contrário
pode-se despender muito esforço
desnecessário. Daí advém
a
necessidade de se delimitar corretamente o escopo da ACV que deve ser
suficientemente abrangente para se estabelecer adequadamente os impactos da
cadeia produtiva, porém sem perder a profundidade no que se refere às informações
mais relevantes.
Neste sentido, a ACV tem que ser um correto compromisso entre três
dimensões do estudo: a extensão do ciclo em análise, o número de subsistema em
análise e o nível de detalhamento de cada etapa.
A extensão do ciclo corresponde ao trecho de processo em análise. Por
exemplo, caso deseje-se efetuar uma ACV de um condutor elétrico de alumínio,
pode-se estudar o ciclo desde à extração da bauxita até a reciclagem do alumínio
125
após o término de sua vida útil ou pode-se restringir o estudo ao trecho
correspondente entre transformação do lingote de alumínio em condutor até a
reciclagem das sobras de materiais após o processo construtivo.
O número de subsistemas a serem analisados, por sua vez, corresponde
a quantos ramos de ciclo de vida serão analisados. Seguindo o exemplo anterior,
pode-se estudar ou não os impactos causados na fabricação dos diversos tipos de
fornos de fundição do alumínio ou o fabrico das máquinas de trefilação dos fios.
A terceira dimensão a ser analisada é a profundidade do estudo. Esta se
refere ao nível de detalhamento e a precisão das informações a serem levantadas.
A segunda etapa da ACV é a análise do inventário. Nesta etapa se
estabelece a construção da árvore do ciclo de vida e recolhe-se os dados
necessários para o estudo. É feito o balanço de massa e energia de todos os
materiais e energia. Nesta etapa, também são aplicadas as eventuais regras de
simplificação.
Kiperstok e outros (2003, p. 171), ao se referir a esta fase da ACV diz:
A dificuldade de se obter dados é um dos principais responsáveis
pela redefinição de objetivos e do escopo. Se a qualidade dos dados
obtidos não for satisfatória para o cumprimento da meta
originalmente estabelecida, deve-se coletar dados adicionais para
melhorar a qualidade ou redefinir a meta e o escopo do estudo.
Dados de menor qualidade levam a resultados que mesmo que
possam ser utilizados para subsidiar decisões, seu alcance será
necessariamente mais restrito.
A terceira etapa é a avaliação dos impactos ambientais. Segundo
Kiperstok e outros (2003, p.172) existem muitas metodologias disponíveis que
podem ser utilizadas nesta etapa da ACV como, por exemplo, a Análise de Impacto
Ambiental, Análise de Risco, Análises de Melhorias Técnicas e econômicas, Análise
Energética de Sistemas, Emergia, Pegada Ecológica, dentre outras e sua escolha
vai depender dos objetivos estabelecidos na primeira fase do estudo.
126
Por fim, a última etapa da ACV é a interpretação dos resultados e as
propostas a serem apresentadas. Segundo Kiperstok at al(2003,p174) apud
Chehebe (1998) nesta etapa deve-se:
i)
Analisar os resultados obtidos nas duas fases anteriores;
ii)
Tirar conclusões compatíveis com os objetivos estabelecidos;
iii)
Explicar as limitações do estudo;
iv)
Identificar oportunidades de melhoria de acordo com o objetivo.
Nesta etapa pode-se identificar oportunidades de redução de impacto
ambiental que podem ser conseguidas com mudanças no processo de manufatura,
estabelecimento de um novo desenho do produto, aplicação de diferentes materias
primas, novas formas de descarte do produto, etc.
5.7.
AVALIAÇÃO DE IMPACTO AMBIENTAL
Conforme dito anteriormente, existem várias metodologias para avaliar o
impacto ambiental de um produto ou serviço. Abaixo discorrer-se-á, com brevidade,
a respeito de três delas com foco na utilização de energia.
A primeira delas é a Auditoria Energética. Seu objetivo é identificar
soluções eficazes e economicamente viáveis para obter redução dos custos
energéticos, contabilizando os consumos dos vários tipos de energia utilizados em
atividades produtivas de uma organização.
O processo de auditoria envolve a coleta de dados de consumo de
energia que pode ser obtido através de faturas de energia ou instalação de
equipamentos de medição, análise das instalações e dos equipamentos e
entrevistas junto às pessoas que operam os processos em estudo.
127
O resultado desta metodologia é a identificação de oportunidades de
aumentar a eficiência energética de uma organização ou atividade, reduzir os custos
de manutenção, melhorar as condições de segurança relativos aos equipamentos e
instalações.
Outra metodologia utilizada é a Análise Emergética. Trata-se de um
método baseado na ecologia de sistemas, avaliando a utilização tanto direta como
indireta dos recursos, necessárias à produção de bens e serviços, convertendo toda
a energia para energia solar. A unidade de energia utilizada é o Joule de emergia
solar (seJ).
Este método permite avaliar todos os tipos de recursos, incorpora o
serviço realizado pelos ecossistemas e é capaz de identificar as diferenças de
qualidade de energia recorrendo à relação Emergia/Exergia.
Seu processo de cálculo foi estabelecido por Odum e consiste na
construção do diagrama do sistema em análise, seguido pela construção de uma
tabela de Emergia que inclui a quantificação dos inputs do sistema analisado, as
transformidades
(Emergia
por
unidade
de
energia)
e
a
Emergia
solar
correspondentes às entradas.
Uma terceira metodologia é a Análise Energética de Sistema – AES. Esta,
aborda os processos de transferência e conversão de energia, tendo como suporte
as leis da termodinâmica, ou seja, considerando a taxa de degradação da energia
quando a mesma é transformada de uma forma para a outra.
Nesta metodologia acompanha-se o processo de degradação da energia
em todo o ciclo produtivo de um determinado bem ou serviço. Desta forma a AES
permite determinar, numa abordagem de ciclo de vida, qual o consumo energético
total associado a este bem ou serviço.
A AES considera a energia primária baseada no petróleo, isto é, traduzido
em toneladas de petróleo equivalentes – tep. Define como energia primária aquela
128
incorporada aos recursos naturais que não sofreram nenhuma transformação ou
conversão antropogênica (carvão, petróleo, luz solar, etc). A energia primária pode
ser obtida somando-se a energia efetivamente incorporada nos produtos ou serviços
a energia perdida ao longo do processo de obtenção deste mesmo produto ou
serviço.
Este metodologia considera ainda que as conversões do processo devem
estar associado a pior rendimento na transformação da energia primária no produto
ou serviço final, utilizando, portanto, o conceito de consumidor marginal27.
Como dito anteriormente, existem diversas metodologias que podem ser
utilizadas. Cabe a cada pesquisador identificar a metodologia a ser utilizada para
melhor avaliar os impactos ambientais do processo em estudo.
5.8.
CONSIDERAÇÕES FINAIS DO CAPÍTULO
Viu-se, neste capítulo, que a relação das empresas com as questões
ambientais vem se transformando de meros encargos legais para oportunidades de
ganhos de vantagens competitivas sobre seus concorrentes.
Analisou-se, também, a necessidade de tornar os produtos e serviços
menos ambientalmente impactantes e algumas formas de avaliação do impacto
ambiental.
Para esta dissertação será adotado como forma de avaliação do impacto
ambiental uma abordagem baseada na análise energética de sistemas.
27
Este conceito leva em conta que as melhores tecnologias já estão sendo utilizadas e, por conseguinte, a pior tecnologia tem
que ser acionada de forma a satisfazer as necessidades do consumidor.
129
CAPÍTULO 6
6.
CONCEITOS FÍSICOS
6.1.
INTRODUÇÃO
Neste capítulo procurar-se-á mostrar alguns conceitos necessários ao
entendimento deste trabalho, mais notadamente o conceito de exergia, além da
metodologia utilizada nesta dissertação.
6.2.
CONSIDERAÇÕES SOBRE ENERGIA
A energia é o insumo básico para qualquer forma de organização,
inclusive os seres vivos. Trata-se, portanto, de um recurso valioso mesmo
considerando que, no seu dia-a-dia, o ser humano tem pouca ou nenhuma
consciência deste fato.
A energia se expressa nas mais diversas formas dentre as quais pode-se
citar: a energia potencial, cinética, química, térmica, eletromagnética e das
interações nucleares. As interações entre estas expressões de energia, que ocorrem
130
em maior ou menor grau entre seus diversos tipos, estabelecem o mundo que é
percebido. Olhando-se, por exemplo, os seres vivos como um sistema estanque, ou
seja, analisando-se um único indivíduo de uma determinada população, sem
nenhuma interação com o meio que o cerca, pode-se dizer que a forma
predominante de energia necessária para a manutenção de sua organização (vida) é
a energia oriunda das interações moleculares – a energia química.
Contudo, a energia química não foi a única responsável pelo surgimento
da vida, como hoje concebida. Ela surgiu de uma intrincada relação de energias,
desde a necessária para agregar o hidrogênio em nuvens com o seu posterior
adensamento em núcleos estrelares, passando pela geração de calor e pressão
necessários para a formação de novas moléculas até o surgimento de moléculas
capazes de se duplicarem e, desta forma, criando os primeiros seres vivos.
O ser humano aprendeu a controlar, em diferentes graus, várias formas
de energia sendo, possivelmente, a energia térmica (utilização do fogo) a primeira
delas, revolucionando, de forma definitiva, a relação do homem com a natureza.
Na sociedade atual, o ser humano utiliza diversas fontes de energia para
os mais diversos fins. Este uso nem sempre se processa de uma forma racional, já
que em muitas situações são usadas fontes energéticas ou tipos de energia de baixo
rendimento para um fim específico.
Como as principais fontes de energia utilizadas hoje pela humanidade são
baseadas em recursos não renováveis, a comercialização destas fontes tornou-se
uma atividade estratégica e o controle físico destas fontes, motivos de constantes
embates econômicos e, em algumas situações, bélicos.
Segundo Hinrichs e Kleinbach (2003, p. 1), a percepção pela sociedade
contemporânea de como a energia é importante em sua vida se deu com três
eventos políticos. O primeiro deles foi o embargo do petróleo em 1973, seguindo-se
da Revolução Iraniana em 1979 e, por fim, a Guerra do Golfo em 1991.
131
Considerando a estrutura econômica, pode-se classificar a matriz
energética em três tipos de fontes: energia primária, secundária e útil. O Balanço
Energético Nacional (MME, 2004) as define como:
A energia primária é definida como oriunda de “produtos energéticos
providos pela natureza na sua forma direta”. Como exemplo pode-se citar: a energia
hidráulica, eólica, solar, petróleo, gás natural, carvão, urânio e produtos da cana.
A energia secundária é definida como extraída de “produtos energéticos
resultantes dos diferentes centros de transformação, que têm como destino os diversos
setores de consumo ou ainda um outro centro de transformação”. Pode-se utilizar como
exemplo: a energia elétrica, carvão vegetal, álcool etílico, gasolina, óleo diesel e
combustível, gás liquefeito de petróleo e querosene.
A energia útil, por sua vez, é aquela que efetivamente gera trabalho
antrópico como, por exemplo: força motriz, iluminação e aquecimento direto.
O processo de transformação de energia primária em secundária, através
de centros de transformações (hidroelétricas, refinarias de petróleo, destilarias de
álcool, etc) e, posteriormente, em energia útil através de equipamentos específicos
tais como : motores, fornos, lâmpadas, caldeiras, etc, não se processa de forma
perfeita, havendo sempre perdas inerentes a estes processos de transformação.
A energia não possui um substituto. Pode-se, contudo, substituir uma
fonte por outra ou atuar num determinado processo de forma a otimizá-lo,
conseguindo-se efetuar a mesma atividade com uma quantidade de energia menor.
Considerando-se este aspecto de eficientização do uso da energia poder-se-ia inferir
que a primeira assertiva deste parágrafo não plenamente verdadeira conforme citado
por Santos e outros (2001, p 94):
[...] Ainda que representando uma parcela por vezes reduzida dos
custos totais, via de regra a energia não possui outros substitutos
senão a própria energia, sem a qual os processos não se
desenvolvem. Talvez energia possa ser apenas parcialmente
132
substituída por conhecimento, por informação, de modo a reduzir os
desperdícios e melhorar os sistemas energéticos. Esta substituição
de energia por inteligência, melhorando a eficiência energética é
cada vez mais relevante.[...].
6.3.
DEFINIÇÃO DE ENERGIA
Energia foi definida originalmente por Aristóteles como a realidade em
movimento. Porém, somente no século XVII, Descartes e Leibnitz iniciam os estudos
sobre energia potencial e cinética, respectivamente, e que tiveram seus conceitos
posteriormente aperfeiçoados por D’Alembert no século XVIII.
Ainda neste mesmo século, Lavoisier, através de experimentos que
demonstraram que a quantidade de matéria total permanece constante em um
sistema, durante uma reação química, contribuiu para a consolidação da lei de
conservação da energia a qual estabelece que, em um sistema fechado (onde não
existem interações energéticas com entes alheios a este sistema), a quantidade total
de energia é constante.
Hoje, a energia é comumente definida como a capacidade de realizar
trabalho apesar da definição mais completa dada por Maxwell no final de século XIX
de que a energia é algo que possibilita a mudança de configuração de um sistema,
em oposição a uma força resistente a esta mudança.
6.4.
TRABALHO
O trabalho é definido como sendo o produto de uma força aplicada a um
dado corpo e o deslocamento ao qual este mesmo corpo é submetido. Desta forma,
Trabalho é:
W = Força (Newtons) x Distância (metros)
(6.1)
133
Desta forma, no sistema MKS, a força de 1 Newton aplicada a um corpo
qualquer, que percorre uma distância de 1 metro realiza um Trabalho de 1 Joule.
Como a energia foi definida anteriormente como sendo a capacidade de
realizar trabalho, considerando-se um sistema ideal, onde toda a energia é
transformada efetivamente em trabalho, ter-se-á:
E=W
(6.2)
Contudo, nem toda energia é transformada em trabalho sempre havendo
uma perda no processo em função das imperfeições nos equipamentos que
transformam energia em trabalho. Se se considerar que S é a parte da energia que
não pode ser transformada em trabalho ter-se-á:
E=W+S
(6.3)
Com isto, o trabalho realizado advindo da energia potencial poderia ser
expressa como:
Wp = m x g x h - S
(6.4)
Da energia cinética seria dada por:
W c = 1 x m x v2 - S
2
(6.5)
Da energia elétrica seria:
Wel = V x I x t - S
(6.6)
E da energia térmica seria dada por:
Wt = Q1 x (T1 – T2) - S
T1
(6.7)
134
Onde:
m - Massa;
g - Aceleração da gravidade;
h - Altura;
v - Velocidade;
V - Diferença de Potencial;
I - Corrente Elétrica;
T - Tempo;
Q1 - Calor Inicial;
T1 - Temperatura Inicial e
T2 - Temperatura Final.
6.5.
6.5.1.
EXERGIA
Definição
Considerando-se sistemas de conversão de energia em trabalho ideais
(conversores sem perdas onde S = 0) pode-se dizer que várias formas de energia
poderiam ser integralmente convertidas em trabalho como, por exemplo, a energia
cinética, potencial e elétrica.
No caso da energia térmica, por sua vez, mesmo se for considerado que o
processo de transformação fosse perfeito (S = 0), nem todo o calor28 poderia ser
transformado em trabalho. A máxima parcela de calor que poderia ser transformado
em trabalho, desconsiderando as perdas nos equipamentos de conversão, chamase de exergia. Por sua vez a parcela de calor que não pode ser transformado em
trabalho, independente de quão eficiente seja o equipamento usado nesta
conversão, chama-se de anergia. Desta forma tem-se:
Energia = Exergia + Anergia
Que também pode ser expresso como:
28
O século XIX, o físico inglês James Joule descobriu uma relação entre trabalho mecânico e calor. Com isto estabeleceu-se que
a energia pode ser transferida de um corpo para outro tanto através da realização de um trabalho como de adição de carlor.
135
Et = Q1 x (T1 – T2) + Q1 x T2
T1
T1
(6.8)
A exergia pode ser definida como: “[...] trabalho ou capacidade de gerar
trabalho, conservando-se em processos reversíveis e sendo consumida em processos
irreversíveis (reais)” (Wall apud Strapasson, 2004, p. 53).
Como dito anteriormente, nos processos reais sempre haverá perdas as
quais podem ser avaliadas como destruição de exergia ou geração de entropia, que
corresponde a uma redução do fluxo da energia (Nogueira, 2001).
Desta maneira, considerando um processo real, onde sempre ocorrem
perdas por ineficiência nos processos de transformação de energia (P), o trabalho de
uma máquina térmica pode ser expresso como:
Wt = (T1 – T2) - P
T1
(6.9)
Considerando as equações V.8 e V.9, tem-se que a entropia (S) gerada
num processo de conversão real de energia térmica em trabalho é dada por:
S = Q1 x T 2 – P
T1
(6.10)
Ou seja:
Entropia = Anergia + Perdas
Segundo Strapasson (2004, p. 53) “[...] pode-se considerar que as formas de
energia diretamente conversíveis em trabalho, como a eletricidade, apresentam um
processo de conversão de alta qualidade, em termos de exergia”. Além disto, Nakashima
(2000, p. 23) diz que “as exergias cinética e potencial equivalem as energias cinética e
potencial pois, a princípio, podem ser totalmente convertidas em trabalho”. Desta forma, a
anergia associada a estas energias de alta conversibilidade tende a zero, podendose dizer, para estes casos, que energia é igual à exergia.
136
6.5.2.
Estado de Referência
Para se obter o valor da exergia faz-se necessário estabelecer um
ambiente de referência. É através desta referência que se pode determinar o
máximo valor de energia que pode ser transformado em trabalho (exergia),
desconsiderando as perdas no processo de transformação, daquele que só pode ser
transformado em entropia (anergia).
Usualmente se utiliza o meio ambiente como ambiente de referência já
que com sua interação com o sistema a ser estudado, as sua propriedades como
temperatura, pressão e potencial químico não se alteram de forma significativa.
Uma consideração para que o meio ambiente possa ser utilizado como
ambiente de referência é:
“[...] que ele esteja em estado de perfeito equilíbrio termodinâmico,
ou seja, o meio deve ser homogêneo, não podendo possuir qualquer
gradiente ou diferença de pressão, temperatura, potencial químico,
energias cinética e potencial. Assim não existe a possibilidade de
realização de trabalho através das interações entre porções do meio.
Embora o meio ambiente real seja complexo, procura-se, em geral
modelá-lo como uma composição de substâncias existentes em
abundância na atmosfera, oceanos ou crosta terrestre”
(NAKASHIMA, 2000, p. 22).
Em 1980 Ahrendts propôs que, se a quantidade de diferentes elementos
no estado de referência é conhecida e se estabelece a temperatura deste sistema, a
quantidade de cada composto químico e o valor de cada potencial químico no
sistema de referência estão univocamente determinados pelas condições de
equilíbrio termodinâmico.
Para determinar este ambiente estabeleceu três subsistemas: a
atmosfera como subsistema gasoso, os oceanos como subsistema liquido e uma
capa da crosta terrestre como subsistema sólido. Não há controvérsia no que diz
respeito aos dados geoquímicos da atmosfera e dos oceanos o que não acontece
com a crosta terrestre.
137
Ahrendts estabeleceu como sistema de referência para seu subsistema
sólido uma faixa de um metro da crosta terrestre, a uma temperatura de 25º C e
submetido a uma pressão de 1,019 atmosferas e composta por 17 elementos que
formam 99% do peso da crosta terrestre. Dois problemas foram prontamente
identificados na proposta de Ahrendts: o primeiro deles é que a maioria dos minerais
utilizados comercialmente não se encontra na camada superficial de um metro da
crosta terrestre e a segunda é que o peso da crosta terrestre é várias ordens de
grandeza superior a uma atmosfera.
Posteriormente, Ahrendts estabelece uma camada de 100 m da superfície
terrestre para seu novo ambiente de referência, mostrando-se ainda ineficaz
conforme Garcia (2000, p. 23):
Na figura 2.2 ilustra-se a composição das três fases do ambiente de
referência com espessura de 100 m. Como é evidente na figura 2.2,
o ambiente de referência difere notavelmente do ambiente físico real
e, à medida que a espessura da crosta se amplia, esta diferença
torna-se maior. Tendo em conta o ambiente anterior, nenhum dos
ambientes de referência proposto por Ahrendts parece adequado
para valorar exergeticamente os recursos naturais.(tradução nossa)
Em 1989, Szargut propôs um novo ambiente de referência que, segundo
Garcia (2000, p. 24), levava em conta as seguintes regras:
(a) Se o processo em consideração é somente físico, o nível de
referência pode ser assumido de forma separada para cada
componente envolvido no processo. Por outro lado, se o processo
em consideração é químico, o nível de referência deve ser adotado
separadamente para cada reação química;
(b) No caso de sistemas abertos, a primeira parte da regra anterior
não pode ser aplicada e a segunda parte se faz obrigatória, e sem
dúvida, as espécies de referência não podem ser escolhidas
arbitrariamente. Se no ambiente de referência prevalece o equilíbrio
termodinâmico, a escolha das espécies de referência não deve afetar
os resultados, tendo em conta que no ambiente real existem desvios
substanciais do estado de equilíbrio termodinâmico.
Por esta razão, Szargut propõe uma convenção para eleger a
espécie de referência que se encontra completamente dispersa e
representam os produtos de interação mais prováveis entre os
138
componentes do ambiente físico real e dos produtos de interesse dos
processos. Em função desta convenção, Szargut propõe as
seguintes regras, adicionais às anteriores:
(c) Devem-se adotar como espécies de referência os componentes
mais comuns do ambiente físico real;
(d) Os parâmetros principais destes componentes comuns do
ambiente como temperatura ambiente, pressão parcial do ar, a
concentração na água do mar e na crosta terrestre, se estabelece
como nível zero para o cálculo da exergia química. Desta maneira,
igual ao ambiente de referência proposto por Ahrendts, o ambiente
de referência proposto por Szargut é formado por três fases: sólida,
líqüida e gasosa.(tradução nossa)
Ainda segundo Garcia (2000), Szargut denomina de exergia química de
um elemento a energia necessária para romper as ligações químicas de um dado
compostos de referência, isolando seus elementos. Já a energia necessária para
unir os elementos no composto desejado, agregada à exergia química dos
elementos é denominada exergia química da substancia.
No caso em estudo, onde se procura valorar o cobre e o alumínio, as
espécies de referência encontram-se na fase sólida do ambiente de referência. Para
se obter a exergia da espécie de referência, considera-se a crosta terrestre
comportando-se como uma solução ideal. Desta forma, Szargut montou a tabela
constante no Anexo A.
A exergia do elemento químico constante desta tabela é composta pela
exergia necessária para compor 1 mol do elemento químico em estudo mais a
energia que se obtém quebrando as ligações químicas da espécie de referência em
n moléculas necessárias para formar 1 mol do elemento desejado.
Posteriormente, Ranz e Valero, utilizando-se de novos dados relativos à
composição da crosta terrestre, refizeram os cálculos de Szagut aproximando-os
mais do ambiente real. Além disto, verificaram que, ao se utilizar como espécie de
referência as substâncias mais abundantes e estáveis na crosta terrestre para a
obtenção dos recursos minerais, alguns destas espécies não eram as que se
139
utilizava nos processos industriais. Para os casos onde ocorria esta divergência,
passaram a utilizar como espécies de referência aquelas de onde se obtinha
comercialmente os minerais.
6.6.
POTÊNCIA
A potência pode ser expressa como a taxa de transferência de energia,
ou seja, é a quantidade de energia que é transferida entre dois corpos numa unidade
de tempo.
Esta grandeza é importante nesta dissertação porque é através dela que
se dimensiona o conduto ou meio pelo qual a energia é transferida em um processo
produtivo.
Para ilustrar este fato, pode-se tomar como exemplo dois elevadores num
mesmo edifício de 12 andares. O primeiro deles vai do térreo ao 12º andar, sem
paradas, em 30 segundos enquanto o segundo faz este mesmo percurso em 3
minutos.
Embora o trabalho realizado nos dois casos seja o mesmo, a taxa de
transferência de energia é seis vezes maior no primeiro elevador do que no segundo
o que implica em que os condutores que fornecem energia ao motor do primeiro
elevador devem ter um dimensionamento diferente daqueles que levam energia ao
motor do segundo elevador.
A potência é dada por:
P=E
t
(6.11)
Considerando 6.3, 6.6 e 6.11 ter-se-á para a potência elétrica:
140
P=VxI
6.7.
(6.12)
CONSIDERAÇÕES FINAIS DO CAPÍTULO
Neste capítulo viu-se um breve conceito de energia e exergia. Além disto
mostrou-se que em processos de transformação de energias diretamente
conversíveis em trabalho como a energia elétrica, pode-se considerar que a anergia
associada ao processo. Desta forma, utilizando-se a expressão anteriormente vista:
Energia = Exergia + Anergia
Tem-se para os casos onde a Anergia é muito pequena, como no caso da
conversão da energia elétrica em trabalho:
Energia = Exergia
Desta forma, no caso da energia elétrica, pode-se considerar que a
energia elétrica e a exergia elétrica como sendo iguais.
141
CAPÍTULO 7
7.
VALORAÇÃO ENERGÉTICA DO COBRE E DO ALUMÍNIO
7.1.
INTRODUÇÃO
Neste capítulo ver-se-á a energia associada a processos comerciais de
obtenção dos metais cobre e alumínio, desde a extração da matéria prima para
obtenção destes metais, concentração do minério dos quais serão refinados os
metais até o processo de refino e a obtenção do metal primário.
Será também avaliada a energia utilizada pela natureza, a partir de um
dado estado de referência, para disponibilizar a matéria prima para obtenção do
cobre e do alumínio nas concentrações encontradas em minas de exploração
comercial além da energia química necessária para se obter os minérios dos quais
os metais são refinados.
Também será visto o grau de eficiência com que o alumínio e o cobre
primário são obtidos se comparados com a energia mínima necessária para a
obtenção dos mesmos.
142
7.2.
PROCESSOS REAIS DE OBTENÇÃO DO ALUMINIO E DO COBRE
7.2.1.
O Alumínio
O alumínio é o metal mais abundante na crosta terrestre, correspondendo
a mais de 8% da sua composição total. A principal fonte comercial deste metal é a
bauxita.
Trata-se de um metal que ganha cada vez mais importância em
aplicações nos mais variados setores da economia. Segundo o Anuário Estatístico
2005 da Associação Brasileira do Alumínio (ABAL), os principais setores envolvidos
no consumo de alumínio em 2005 foram: o setor de embalagens, transportes e setor
elétrico de fios e cabos, conforme pode ser visto na tabela abaixo:
Tabela 2: Maiores Setores Consumidores de Alumínio
Fonte: Anuário Estatístico 2005
Ainda segundo a ABAL, o Brasil possui a terceira maior reserva mundial
de bauxita, sendo o quarto maior produtor de alumina e o sexto maior produtor de
alumínio primário.
A produção do alumínio consiste, basicamente, nas seguintes etapas: a
mineração e o beneficiamento da bauxita, a transformação da bauxita em alumina e
a redução eletrolítica da alumina transformando-a em alumínio primário.
143
Tabela 3: Maiores Produtores de Alumínio
Fonte: Anuário Estatístico 2005
A bauxita é um mineral rico em alumina sendo composta também de
óxidos de ferro, silício e outros componentes menos relevantes. Sua mineração é
feita a céu aberto, sendo lavada e seca antes do embarque para as áreas de
transformação.
A etapa subseqüente consiste na transformação da bauxita em alumina
através do processo de Bayer, que ocorre com a dissolução do minério num banho
aquecido a 1800 C em solda cáustica sob pressão, onde são separadas as
impurezas insolúveis por precipitação e filtragem como, por exemplo, o óxido de
ferro e o silício. Posteriormente, por resfriamento, é precipitado o hidrato de alumina
o qual é transformado em alumina após calcinação.
A próxima etapa – redução - consiste na ruptura da molécula de alumina
em alumínio e oxigênio, por meio de um processo eletrolítico, a alta temperatura.
Esta fase da cadeia produtiva do alumínio é muito intensiva em energia elétrica,
insumo que corresponde entre 35% a 40% do custo de produção do alumínio
primário.
Em função desta característica, as plantas industriais de alumínio primário
localizam-se preferencialmente em regiões com oferta abundante de energia elétrica
e, se possível, próximas a jazidas de bauxita, o que torna, no Brasil, a região norte
um local com vocação natural para a implantação desta indústria, em função das
144
grandes reservas de bauxita existentes no Pará associado a seu elevado potencial
para produção de energia via centrais hidroelétricas.
Pode-se dividir o de obtenção do alumínio processo em duas partes:
energia de mineração e concentração e a energia de refino.
A primeira delas, a energia de mineração e concentração, engloba deste
a extração da bauxita até a obtenção da alumina. Para Chapman e Roberts (apud
Garcia, 2004, p.94) o valor desta energia oscila entre 40 e 60 GJ por tonelada de
alumínio correspondendo a faixa de 11.100 a 16.700 kWh/ton de alumínio. Já para
Yoshiki-Gravelsins, Togury e Choo (apud Garcia,2004, p.94) este valor gira em torno
de 36,6 GJ/ton ou 10.170 kWh/ton.
Para a energia de refino, Chapman e Roberts (apud Garcia, 2004, p.94)
estabelecem um valor de 228 GJ/ton de alumínio (63.334 kWh/ton). Já para YoshikiGravelsins, Togury e Choo (apud Garcia,2004, p.95) este valor é de 127,4 GJ/ton
(35.389 kWh/ton). Por sua vez, a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) estabelece
o valor de 14.500 kWh/ton como um patamar de eficiência das indústrias com
plantas mais modernas, o que coincide com os dados da International Primary
Aluminiun Institute (apud Garcia, 2004, p. 95) que estabelece uma faixa média
entre15.500 a 17.300 kWh/ton de alumínio.
Os dados referentes à etapa de mineração e concentração apresentam
valores convergentes, mesmo considerando que os valores obtidos por YoshikiGravelsins, Togury e Choo estão abaixo do limite inferior da faixa estabelecida por
Chapman e Roberts. Nesta dissertação será adotado o valor de 40 GJ/ton de
alumínio (11.100 kWh/ton).
Já para a etapa de refino, os dados apresentam uma alta dispersão. Tal
fato deve-se a base em que foram tomadas. Os dados obtidos por Chapman e
Roberts consideram uma eficiência no processo de conversão da energia de 30%.
Já Yoshiki-Gravelsins, Togury e Choo consideram que 54% da energia envolvida no
processo é de origem hidroelétrica, com eficiência de 80% e o restante de origem
145
térmica, com uma eficiência de 30%. Por sua vez, os dados da Empresa de
Pesquisa Energética – epe – e da International Primary Aluminiun Institute não
consideram a energia primária necessária, somente a energia útil.
Considerando uma única base, de forma a se poder avaliar os encargos
energéticos, ter-se-ia como energia útil para Chapman e Roberts:
Eutil = 30% x 63.334 kWh/ton = 19.000,20 kWh/ton
Para Yoshiki-Gravelsins, Togury e Choo terse-ia:
Eutil = 46% x 30% x 35.389 kWh/ton + 54% x 80% 35.389 kWh/ton
Eutil = 20.168,88 kWh/ton
A Associação Brasileira do Alumínio – ABAL – em seu Anuário 2005,
estratifica os principais insumos na produção do alumínio conforme tabela abaixo:
Tabela 4: Principais Insumos na Produção do Alumínio Primário
Fonte: Anuário Estatístico 2005
Considerando uma produção brasileira de alumínio primário de 1.457.000
toneladas e os dados de consumo de energia associados, no ano de 2004 (Anuário
ABAL 2005, p. 20) além da eficiência de 30% na transformação dos combustíveis
fósseis em energia, ter-se-á uma energia útil associada à obtenção do alumínio
primário de 16.434,00 kWh/ton.
146
Figura 9: Etapas de Obtenção do Metal Primário.
147
Tabela 5: Energia Útil Associada à Produção do Alumínio Primário
Chapman e Roberts
Yoshiki-Gravelsins
IPE
19.000,20 kWh/ton
Inferior
Superior
Média
15.500,00 kWh/ton
17.300,00 kWh/ton
16.400,00 kWh/ton
IPAI
ABAL
20.168,88 kWh/ton
14.500,00 kWh/ton
16.434,35 kWh/ton
Nesta dissertação serão assumidos os valores de 16.400 kWh/ton (59,04
GJ/ton) de energia útil no refino do alumínio e 40 GJ/ton de energia primária de
mineração e concentração.
7.2.2.
O Cobre
Depois do alumínio, o cobre é o metal não ferroso mais utilizado na
indústria por ser um excelente condutor tanto elétrico como térmico. Seu principal
uso esta na indústria de fios e cabos elétricos que absorvem mais de 50% de sua
produção.
Também foi o primeiro metal a ser utilizado pelo homem. Estima-se que
em 13.000 a.c. começou a ser utilizado como substituto da pedra como ferramenta
de trabalho, armas e objetos de decoração. Neste período se dispunha do metal
puro na superfície em forma de cobre nativo.
O cobre não é tão abundante quanto o alumínio e, segundo o Ministério
da Ciência e Tecnologia, através do seu Sistema Brasileiro de Respostas Técnicas,
tem aproximadamente 90% de suas reservas conhecidas localizadas em quatro
regiões: na vertente ocidental dos Andes (Chile e Peru); Montanhas Rochosas e
região dos Grandes Lagos, nos Estados Unidos; Planalto central africano (Zaire e
Zâmbia) e no escudo pré-cambriano do centro da América do Norte (Canadá e
Estado de Michigan, nos Estados Unidos).
148
A produção do cobre se inicia na exploração da mina que tanto pode ser a
céu aberto como subterrânea. Depois de extraído, o minério, contendo de 1% a 2%
de cobre, misturado com diversos tipos de materiais rochosos sem valor comercial –
a ganga - passa por um processo de moagem e, posteriormente, por células de
flotação que separa a sua parte rica em cobre do material inerte, convertendo-se em
um concentrado de cobre de teor médio 30%.
O concentrado de cobre é fundido em um forno onde são oxidados tanto o
ferro como o enxofre presentes, chegando a uma concentração de 60% de cobre
num composto intermediário denominado de matte. Este composto, em estado
líquido, passa por um conversor onde é novamente oxidado através de um processo
de insuflamento de oxigênio obtendo-se o cobre blister com teor de 98,5% e ainda
com impurezas como resíduos de enxofre, ferro e metais preciosos.
Ainda em estado líqüido, o cobre blister passa por outro processo de
refino e, ao seu final, é moldado passando a ser chamado de ânodo de cobre com
99,5% de pureza.
Após resfriados, os ânodos são postos em células de eletrólise, sendo
então intercalados por finas chapas de cobre eletrolítico, denominadas de chapas de
partida. Aplica-se uma corrente elétrica e o cobre se separa do ânodo indo se juntar
com as chapas de partida, constituindo-se então no catodo de cobre, com grau de
pureza superior a 99,99%.
Da mesma forma que o alumínio, o processo de obtenção do cobre é
intensivo no uso de energia. Pode-se, também, dividir o processo em duas partes: a
mineração/concentração e o refino.
A energia envolvida na primeira delas é a energia de mineração e
concentração. Para Chapman e Roberts (apud Garcia, 2004, p.108) o valor desta
energia oscila entre 40,7 GJ/ton para uma mina com concentração de 1% e 66,7
GJ/ton de cobre para uma mina com concentração de 0,6%. Já para Yoshiki-
149
Gravelsins, Togury e Choo (apud Garcia,2004, p.108) este valor médio gira em torno
de 62,7 GJ/ton ou 17.420 kWh/ton.
Nesta dissertação será adotado o valor de 62,7GJ/ton sugerido por
Yoshiki-Gravelsins, Togury e Choo em função do mesmo estar contido dentro do
intervalo proposto por Chapman e Roberts.
Na etapa de refino, da mesma forma que o observado nos valores para o
alumínio, os dados apresentam uma alta dispersão. Para Chapman e Roberts este
valor é de 47 GJ/ton (13.055,56 kWh/ton) e para Yoshiki-Gravelsins, Togury e Choo
este valor é de 95,5 GJ/ton (26.520 kWh/ton). Já a Empresa de Pesquisa Energética
em seu relatório Estudos das Premissas Básicas para as Projeções do Mercado de
Energia Elétrica 2005-2015 apresenta o valor de energia útil para a produção do
cobre na Caraíba Metais de 1.750 kWh/ton enquanto diz que as estimativas para
projetos de cobre da Companhia Vale do Rio Doce oscilam entre 2.200 a 4.900
kWh/ton.
Partindo da mesma premissa em que os dados obtidos por Chapman e
Roberts consideram uma eficiência no processo de conversão de 30% e os obtidos
por Yoshiki-Gravelsins, Togury e Choo consideram que 54% da energia envolvida no
processo é de origem hidroelétrica, com eficiência de 80% e o restante de origem
térmica, com uma eficiência de 30% e que, por sua vez, os dados da Empresa de
Pesquisa Energética – epe – representam a energia útil do processo, pode-se
montar uma tabela comparativa trazendo todos os dados para a base de energia útil,
conforme vista à seguir:
Tabela 6: Energia Útil Associada a Produção do Cobre Primário
Chapman e Roberts
Yoshiki-Gravelsins
Caraiba Metais (epe)
CVRD (epe)
3.916,670 kWh/ton
15.116,40 kWh/ton
Inferior
Superior
Média
1.750,00 kWh/ton
2.200,00 kWh/ton
4.900,00 kWh/ton
3.550,00 kWh/ton
150
Pode-se, portanto, observar que, excetuando-se os valores obtidos por
Yoshiki-Gravelsins, Togury e Choo, quando trazidos para a mesma base os valores
apresentam uma convergência. Segundo Garcia (2004, p. 108) os dados de
Chapman e Roberts (1983) provem de várias fontes e, além disto, se encontra
próximo do valor médio previsto pela EPE para as novas plantas da Companhia Vale
do Rio Doce. Por estas razões, nesta dissertação, será utilizado o valor de 3.916,67
kWh/ton (14,10 GJ/ton) como a energia necessária para o cobre na etapa de refino.
7.3.
VALORAÇÃO EXERGÉTICA DOS RECURSOS MINERAIS
No item anterior foi vista qual a energia primária de mineração e
concentração além da energia útil de refino tanto para o alumínio primário como para
o cobre primário. Desta forma, pode-se determinar a energia primária total para a
obtenção destes metais a qual irá variar a depender da estrutura da matriz
energética utilizada na produção do mesmo.
Contudo, não se levou em consideração os gastos energéticos utilizados
pela natureza para a obtenção da concentração do metal na mina nem aqueles
necessários à obtenção do composto do qual se refina o metal. É sob esta ótica que
se pretende, nesta seção, avaliar a energia total envolvida no processo de obtenção
do cobre e do alumínio primário considerando inclusive a energia dispendida pela
natureza e introduzindo neste processo o grau de ineficiência existente nos
processos produtivos atuais.
Para tanto, iniciar-se-á estabelecendo a energia mínima necessária,
apartir do ambiente de referência proposto por Ranz e Valero, para a obtenção do
cobre e alumínio primários além de, considerando a ineficiência dos processos
produtivos atuais, a energia total necessária para obtenção dos mesmos metais
primários valorando, inclusive, a componente da energia utilizada pela natureza que
propicia a exploração comercial dos mesmos metais.
7.3.1.
Valoração Exergética dos Recursos Minerais.
151
Para valorar exergéticamente os recursos minerais, Garcia propõe
considerar a quantidade mínima de energia que a natureza utiliza, em termos de
concentração e composição, para dispor os minerais nas concentrações e
composições químicas utilizadas na exploração comercial dos metais que deles são
extraídos. Estes valores passam a ser parâmetros básicos que servirão tanto para
mensurar a ineficiência dos processos produtivos hoje existentes como para
determinar quais seriam os gastos energéticos reais caso a industria simulasse os
processos naturais de concentração das minas e da obtenção das matérias primas
antes dos processos de transformação.
Desta forma, pode-se dividir o cálculo desta exergia em duas
componentes: a primeira delas correspondendo à mínima energia que deveria ser
gasta para trazer o minério até a sua concentração mínima necessária no processo
comercial de refino do elemento desejado – energia total de concentração - e a
segunda delas correspondendo a mínima energia necessária para a transformação
do minério no elemento que se deseja obter – energia de refino.
7.3.1.1.
Energia Total de Concentração
Pode-se dividir esta energia em duas componentes: energia mínima de
concentração (Emimconc) e a energia mínima de processo (Emimprocesso). A figura 9
seguinte mostra como ambas são distribuídas.
A energia mínima de concentração (Emimconc) é a mínima energia utilizada
pela natureza para trazer uma substância da concentração dada pelo ambiente de
referência até o nível de concentração de uma mina capaz de ser explorada
comercialmente.
Já a energia mínima de processo (Emimprocesso) é a energia necessária
para se obter a concentração máxima do minério antes da fase de refino para
obtenção do metal, partindo da concentração da matéria prima da mina que esta
sendo explorada.
152
Figura 10: Requerimentos energéticos para a concentração em função da
concentração do elemento na natureza.
Fonte Garcia (2004, p,142).
Para a obtenção dos valores de Emimconc e Emimprocesso Garcia (2004)
utilizou a seguinte função termodinâmica:
bconc = -RT x [ ln (xi) + (1-xi ) x ln (1-xi ) ]
xi
(7.1)
onde:
bconc – Mínima energia requerida para se obter uma substância a partir de uma
mescla ideal de componentes (kJ/kmol K);
R – Constante universal dos gases (8,831451 kJ/kmol K);
T – Temperatura no estado de referência (298,15 K);
xi – Concentração do elemento I que se deseja separar da mescla.
Garcia (2004, p. 141) ressalta que:
[...] como a concentração do elemento no mineral antes do processo
de refino se considerou como se o processo tivesse entregado o
mineral do qual se extrai o metal em máxima concentração,separado
153
completamente de materiais estéreis ou de outros minerais ou
metais, de interesse comercial que se possa aproveitar
posteriormente.(tradução nossa)
Para aclarar esta idéia, pode-se utilizar o exemplo do alumínio. Neste
caso Emimconc é a mínima energia utilizada pela natureza para trazer a bauxita até as
concentrações compatíveis com as existentes em minas comerciais e Emimprocesso,
também denominada energia de concentração, é a mínima energia necessária para
obtenção da alumina no estado de máxima concentração, antes da eletrólise, a partir
da concentração da bauxita na mina.
A Emimprocesso pode ser comparada com a energia real utilizada nos
processos industriais na fase correspondente a mineração e concentração, já a
Emimconc não é contemplada nos processos produtivos reais já que a natureza dispõe
gratuitamente as reservas minerais.
Garcia (2004,p. 141), em sua tese, utiliza a relação entre a energia real de
concentração ou seja, a energia real consumida nos processos industriais
necessárias para a extração do minério na mina e leva-lo a concentrações a partir do
qual se possa iniciar o processo de refino, e a energia mínima de processo obtendo
um coeficiente que denominou de Kc.
Este coeficiente representa o grau de
irreversibilidade do processo de concentração do mineral desde a mina até o início
do processo de refino. Isto implica em que, quanto maior for o Kc maior será o
desperdício energético já que expressa o grau de ineficiência do processo industrial.
Desta forma, pode-se defini-lo como o inverso da eficiência.
Kc = Erealprocesso
Emimprocesso
(7.2)
Garcia propõe ainda que se aplique o mesmo fator à energia mínima de
concentração (Emimconc). Tal fato simularia a energia necessária para a concentração
do minério nos níveis de uma mina economicamente explorável incluindo as perdas
devido às imperfeições dos processos produtivos atuais. Desta forma, a energia total
154
que seria dispendida pelo homem, considerando a tecnologia atual, da fase de
concentração seria dada por:
Energiaconcentração = Kc x Emimconc
(7.3)
Tabela 7 - Componente da energia mínima de concentração e de processo.
Fonte: Garcia (2004, p.146).
ELEMENTO
C M(1)
C E (2)
ENERGIA
EMIMPROCESSO
%
REAL
GJ/TON
KC
EMINCONC
GJ/TON
GJ/TON
Alumínio
Cobre
8%
25,0 ppm
17,0
0,5
40
62,7
0,126
0,172
317,46
364,54
0,073
0,206
(1) Concentração do Elemento na Crosta Terrestre;
(2) Concentração necessária para a exploração econômica;
7.3.1.2.
Energia Total de Refino.
A energia mínima total de concentração, vista no item anterior, visa
expressar a energia necessária para se obter a concentração mínima, antes do início
do processo comercial de refino, a partir de um dado estado de referência. Para
expressar a energia investida no processo de transformação do minério no elemento
desejado utiliza-se a expressão abaixo:
bq = Σ [ Vk x bqelementok ] + ∆Gmineral
(7.4)
onde:
bq – Energia mínima do mineral do qual se obtem o elemento desejado;
Vk – Número de moles do elemento k que forma o mineral;
bqelementok – Exergia do elemento k no ambiente de referência;
∆Gmineral – Energia livre de Gibbs do mineral do qual se extrai o elemento
desejado.
Segundo Garcia (2004, p. 148), a energia total de refino é descrita como:
155
[...] aquela que se deve à sua composição específica. Como exposto
durante este capítulo, nem todos os minerais que contem um
elemento são exploráveis do ponto de vista técnico e econômico. Por
esta razão é necessário considerar o custo incorrido pela natureza
para disponibilizar os minerais de exploração econômica com a
composição a partir da qual se tornam exploráveis. (tradução nossa)
Da mesma forma que a energia total de concentração, a energia total de
refino pode ser dividida em duas componentes: a energia química de cada elemento
que compõe o minério do qual se extrai o elemento desejado e a energia livre de
Gibbs29 que expressa a energia necessária para a formação do minério a partir dos
elementos que o formam.
Segundo Garcia (2004, p.30), a exergia química de cada elemento
corresponde à mínima energia requerida para se obter o mineral de exploração
comercial a partir do ambiente de referência, neste caso, o ambiente de Szargut
melhorado.
Garcia também considera que a energia livre de Gibbs do minério do qual
se deseja extrair um determinado elemento equivale a mínima energia que deveria
ser consumida nos processos reais de refino, ou seja, aquela necessária para a
transformação do minério concentrado no metal propriamente dito. Trata-se,
portanto, da mínima energia necessária para se obter o elemento desejado a partir
do mineral de exploração comercial.
Tabela 8 - Componente da energia mínima de refino.
Fonte: Adaptação da tabela de Garcia (2004, p.146).
Elemento
Mineral de
Energia Livre
Energia
Equimmín
Exploração
Gibbs kJ/mol
Real
GJ/ton
GJ/ton
Comercial
Alumínio
Cobre
29
Al2O3
CuFeS2
1570,00
190,90
Kr
30
59,04
14,10
0,346
8,279
7,84
15,64
A energia livre de Gibbs é a quantidade de energia capaz de realizar trabalho durante uma reação química a temperatura e
pressão constantes. A sua liberação caracteriza que uma reação é exotérmica e sua absorção que a reação é endotérmica. É
também através desta energia que se define a espontaneidade de uma dada reação química.
30
Foi utilizado como energia real, ou seja, a energia que se utiliza nos processos industriais atuais, a energia útil. Esta opção
deveu-se ao fato de que, com esta consideração, fica-se independente da matriz energética utilizada facilitando comparações
posteriores. Caso não fosse feita desta forma, ter-se-ia valores significativamente diferentes para metais produzidos com
energia secundária basicamente hidroelétrica daqueles produzidos basicamente com energia termoelétrica, por exemplo.
156
Da mesma forma como foi definido o custo exergético do processo real de
concentração do minério (Kc), Garcia também valora o custo exergético do processo
real de refino que é dado como:
Kr =
Ereal_refino
∆Gmineral
(7.5)
Na tabela acima pode-se ver as duas componentes da energia total de
refino bem como o custo exergético de refino tanto para o alumínio como para o
cobre.
7.4.
CONSIDERAÇÕES FINAIS DO CAPÍTULO
Neste capítulo foi visto os valores de energia consumidos nos processos
reais de obtenção do alumínio e cobre primário.
Também viu-se os conceitos de exergia e a forma de valorar estes
mesmos metais primários, além de se estabelecer fatores de eficiência comparativa
entre os processos reais e os de mínima energia (exergia).
O custo exergético total descrito por Garcia (2004) é dado pela formula
abaixo:
Ktotal = ( Erealrefino + Erealprocesso )
( Eminrefino + Eminprocesso )
(7.6)
A tabela abaixo foi montada considerando os valores estabelecidos por
Garcia (2004) já que, em termos de energia útil os valores utilizados em seu trabalho
estão bastante próximos aos utilizados como energia útil nesta dissertação para o
caso do alumínio e são coincidentes no caso do cobre.
157
Tabela 9 - Custo Exergético Total.
Elemento
Aluminio
Cobre
Mineral
Custo Exerg.
de Processo
Kc
Custo Exerg.
de Refino
Kr
Al2O3
CuFeS2
395,71
385,61
Custo Exerg.
Total
Kt
7,48
15,64
9,083
35,787
Analisando a tabela acima, vê-se que, segundo a abordagem de Garcia
(2004), existe uma ineficiência maior na obtenção do cobre do que na obtenção do
alumínio na ordem de quatro vezes.
Se considerarem-se somente os valores de energia dos processos reais
de obtenção do alumínio e do cobre vê-se que o cobre gasta 22,5% menos energia
que o alumínio, para obtenção da mesma quantidade de metal.
Tabela 10 - Energia dos Processos Reais.
Elemento
Energia total
de Concentração
GJ/ton
Energia Total
de Refino
GJ/ton
40,00
62,70
59,04
14,10
Aluminio
Cobre
Energia Total
GJ/ton
99,04
76,80
Tabela 11 – Mínima Energia Associada aos Metais Primários.
METAL
EXERGIA TOTAL DE
CONCENTRAÇÃO (GJ/ton)
CONCENTRAÇÃO PROCESSO
EXERGIA TOTAL DE
REFINO (GJ/ton)
QUÍMICA
GIBBS
TOTAL
ALUMÍNIO
0,073
0,126
0,346
15,398
15,943
COBRE
0,206
0,172
8,279
1,040
9,697
Desta forma, em relação ao alumínio, o cobre tanto requer menos energia
nos processos comerciais e aqueles feitos pela natureza apresentando uma
oportunidade de ganhos de rendimento maiores.
158
CAPÍTULO 8
8.
CONDUTORES ELÉTRICOS E RAMAIS DE LIGAÇÃO
8.1.
INTRODUÇÃO
Neste capítulo, pretende-se mostrar uma sucinta definição de condutor
elétrico além de uma visão comparativa entre condutores de cobre e alumínio.
Será também mostrado os condutores utilizados pela Coelba em ramais
de ligação de clientes monofásicos31, tanto no padrão utilizado em 2001 como o
utilizado em 2006, quantificando-os em termos de energia associada à obtenção do
metal primário necessário a formar 1 metro de cada tipo condutor.
Ver-se-á, também, a evolução do ramal de ligação médio, as alterações
nos valores de energia agregada aos mesmos considerando tanto a energia dos
processos reais como a mínima energia necessária para a obtenção destes mesmos
metais.
31
São chamados de clientes monofásicos aqueles clientes que são conectados à rede elétrica de baixa tensão da concessionária
de distribuição de energia elétrica através de uma única fase.
159
Por fim serão mostrados os ganhos de eficiência no processo de novas
ligações, a redução de desperdício de matéria prima, além da variação de custos
que ocorreu na atividade.
8.2.
CONDUTORES ELÉTRICOS
São denominados condutores elétricos aqueles elementos que compõe
um circuito elétrico e cuja finalidade é o transporte da energia elétrica.
São produtos metálicos, comumente de forma cilíndrica32 em que o seu
comprimento é muito maior que sua dimensão transversal.
Os condutores são denominados fios elétricos quando são formados por
um único condutor de seção transversal invariável. Quando os condutores são
formados por um conjunto de fios justapostos passam a ser denominados cabos
elétricos.
Os fios elétricos são obtidos através de um processo de trefilação onde se
passa o metal por uma série de roldanas subseqüentes, cada uma com o diâmetro
menor que a anterior, de maneira em que, cada vez que se passa por cada roldana,
se obtém um fio de seção inferior.
Os dois metais mais utilizados na confecção de condutores elétricos são o
cobre, com grau de pureza de 99,9%, e o alumínio, com grau de pureza de 99,5%.
Na tabela 12 encontra-se algumas características do alumínio e do cobre:
A condutividade elétrica de 100% para o cobre foi arbitrada pela IACS –
International Annealed Copper Standart e assumida como padrão e corresponde à
condutividade de um fio de cobre de 1 metro de comprimento e 1 mm2 de seção
transversal a 20oC.
32
A forma cilíndrica não é a única utilizada na formação de condutores elétricos, porém será a única utilizada nesta dissertação.
Os condutores não cilíndricos são comumente denominados de perfilados.
160
Tabela 12 - Características do Cobre e do Alumínio
Características
Densidade (g/cm3)
Resistividade Elétrica (Ω x mm2/m a 20oC)
Condutividade Elétrica (% IACS a 20oC)
Cobre
Alumínio
8,89
2,70
0,017241
0,02828
100
61
Com os dados de densidade e resistividade dos dois metais, pode-se
fazer uma análise comparativa para saber qual é a relação de massa para que dois
condutores, um de cobre e outro de alumínio, possam conduzir a mesma quantidade
de corrente, sob a mesma diferença de potencial, de forma a ter a mesma queda de
tensão ao longo do mesmo comprimento de condutor à temperatura de 20oC.
Como:
V=RxI
(8.1)
Onde V é a queda de tensão causada pela corrente I ao passar pela
resistência R. Para se obter a mesma queda de tensão com a passagem da mesma
corrente é necessário que as resistências dos dois fios, tanto o de cobre como o de
alumínio sejam as mesmas. Como:
R=ρxL
A
Onde:
ρ – É a resistividade do metal utilizado no condutor;
L – É o comprimento do condutor;
A – É a seção transversal do condutor.
(8.2)
161
Como o comprimento dos dois condutores é o mesmo, para que
tenhamos a mesma resistência, então:
ρCu = ρAl
ACu
AAl
(8.3)
AAl = ACu x ρAl
ρCu
(8.4)
AAl = 1,64 x ACu
(8.5)
Pode-se, portando, observar que a área de um condutor de alumínio para
uma mesma carga, num mesmo circuito, deveria ser 64% maior que a de um
condutor de cobre. Contudo, os pesos específicos dos dois materiais são bastante
diferentes como pode ser visto na tabela 12:
PCu = 8,89 = 3,29
PAl
2,70
(8.6)
Dos dados acima, pode-se concluir que:
MCu = 3,29 = 2,01
MAl
1,64
(8.7)
Do exposto se conclui que, mesmo com seção transversal dos condutores
de alumínio sendo 64% maior que os condutores de cobre sob as mesmas
condições, será necessário o dobro da massa de cobre para se obter o mesmo
desempenho elétrico.
8.3.
COMPARAÇÃO ENTRE CONDUTORES DE ALUMÍNIO E
COBRE
162
Verificou-se que, numa comparação entre condutores de alumínio e
cobre, para atendimento às mesmas cargas (distância, queda de tensão e nível de
tensão) considerando a energia associada à produção do metal primário contido nos
mesmos, tem-se:
a) O condutor de cobre agrega 2,01 vezes mais massa (fórmula 8.7)
que o seu equivalente em alumínio;
b) O cobre consome 77,54 % da energia necessária para a produção
da mesma massa de alumínio, considerando a etapa de obtenção
do metal primário (Tabela 10).
Considerando as duas assertivas supracitadas tem-se que o condutor de
cobre consome 55,86% mais energia que o seu equivalente em alumínio tornando-o,
no estado tecnológico atual, mais impactante em termos ambientais, considerando a
ótica de energia associada ao produto.
Caso a mesma comparação fosse feita considerando a mínima energia
associada (exergia), ter-se-ia que a relação de massa continuaria sendo a mesma
(2,01), contudo o cobre passa a consumir 60,82 % da exergia necessária para a
produção da mesma massa de alumínio, considerando a etapa de obtenção do
metal primário (Tabela 11).
Considerando os dados acima, tem-se que o condutor de cobre consome
22,25 % mais exergia que o seu equivalente em alumínio tornando-o, no estado de
ineficiência nulo, mais impactante em termos ambientais, considerando a ótica de
energia associada ao produto.
Desta forma, sob qualquer das duas óticas utilizadas, a substituição pura
e simples dos condutores de alumínio por cobre levariam a um aumento do impacto
ambiental.
163
8.4.
RAMAIS DE LIGAÇÃO
Para se obter uma definição clara do que será considerado como ramais
de ligação, faz-se necessário conhecer algumas definições:
I. Ponto de Entrega: Ponto de conexão do sistema elétrico da
concessionária com as instalações elétricas da unidade consumidora,
caracterizando-se como o limite de responsabilidade de fornecimento;
II. Ponto de Medição: Local de instalação do(s) equipamento(s) de medição
de energia elétrica da concessionária.
III. Ramal de Entrada: Conjunto de condutores e acessórios compreendidos
entre o ponto de entrega e o ponto de medição, de responsabilidade do
cliente;
IV. Ramal de Ligação: Conjunto de condutores e acessórios instalados entre
o ponto de derivação da rede da concessionária e o ponto de entrega, de
responsabilidade da concessionária.
Em 2001, na norma vigente na Coelba, PCI 01, 1a Edição de 08/04/2000, o
ramal de entrada e o ramal de ligação eram distintos conforme definição acima. Contudo,
após a utilização de cabos concêntricos de cobre nas ligações monofásicas o ponto de
entrega e o ponto de medição passaram a ser coincidentes. Desta forma não se tem
um ramal de entrada. O ramal de ligação passa a ser o conjunto de condutores e
acessórios instalados entre o ponto de derivação da rede da concessionária e o
ponto de medição.
Considerando os padrões vigentes em 2001 conforme figura 10, vê-se
que os condutores utilizados, para clientes monofásicos, em rede aérea, eram cabos
multiplexados de alumínio com bitolas de 10 e 16 mm2. Já o padrão vigente em
164
2006, conforme figura 11, a bitola dos ramais de ligação, para a mesma categoria de
clientes, era de condutores de cobre concêntrico com bitolas de 6 e 10 mm2.
Desta forma, passar-se-á a fazer uma análise da energia agregada à
produção de 1 metro de cada condutor considerando somente a componente do
metal primário agregado.
8.4.1.
Alteração nos Tipos de Ramais.
Em 2002 houve a troca de ramais multiplexados de alumínio para ramais
concêntricos de cobre para os casos de ligações de clientes monofásicos. Contudo,
esta troca não se deveu a uma preocupação com o meio ambiente.
O móvel desta alteração foi a busca da redução das perdas comerciais
através da coibição da prática do desvio embutido e da retirada de ligações
clandestinas de outros ramais de serviço.
Associada à mudança do ramal, foi implementada a rede secundária de
distribuição multiplexada o que, na prática, dificultou a confecção de ligações
clandestinas na rede de distribuição.
A ação de substituição do ramal multiplexado de alumínio pelo
concêntrico de cobre trouxe um outro ganho. Quando se utilizava o condutor de
alumínio multiplexado o ramal de entrada e o ramal de ligação eram distintos, sendo
o primeiro de responsabilidade do cliente e o segundo de responsabilidade da
Coelba.
Havia, portanto, entre os dois, um ponto de conexão a ser feito (dois
conectores) o que gerava mais uma possibilidade de defeito. Com a implantação do
ramal concêntrico de cobre a Coelba assumiu a responsabilidade do ramal de
entrada para os clientes monofásicos lançando o condutor íntegro, sem emendas, o
que eliminou um ponto de defeito na rede.
Fonte: Norma Coelba PCI 01, 1a Edição de 08/04/2000
Notas:
Bifásica
Monofásica
10,1 - 15
15,1 - 20
5
6
2
2
1
5
3
2
-
2
2
2
1
1
70
60
40
70
40
15
O
25(25)
16(16)
10(10)
16(16)
6(6)
4(4)
PVC 70
Cobre
2
(mm )
25 - 1
25 - 1
20 - 3/4
20 - 3/4
20 - 3/4
40 – 1 1/4 32 – 1 1/4
32 - 1
32 - 1
25 - 3/4
25 - 3/4
25 - 3/4
PVC
Aço
mm - pol mm - pol
Eletroduto (∅ )
10
10
10
10
6
4
( Nu )
Cobre
2
(mm )
Condutor
20 - 1/2
20 - 1/2
20 - 1/2
20 - 1/2
20 - 1/2
35(35)
16(16)
10(10)
16(16)
10(10)
10(10)
2
25(25)
16(16)
10(10)
25 - 1
25 - 1
20 - 3/4
20 - 3/4
20 - 3/4
40 – 1 1/4 32 – 1 1/4
32 - 1
32 - 1
25 - 3/4
25 - 3/4
10(10)
16(16)
25 - 3/4
6(6)
PVC
Aço
mm - pol mm - pol
(0,6/1 kV) (0,6/1 kV)
(∅)
PVC
Alumínio Cobre
2
2
mm - pol (mm )
(mm )
20 - 1/2
Eletroduto (∅ )
Eletroduto Condutor Condutor
Aéreo
COELBA
Ramal de Ligação
Subterrâneo
Figura 11 - Tabela de Dimensionamento de Ramais de Entrada
d) Não será permitido ramal de ligação subterrâneo em alumínio
c) Medidores para unidades bifásicas serão de 2 elementos, 15A
g) O eletroduto do aterramento poderá ser em aço, diâmetro de 15
mm ou ½”
A potência do maior motor é fator determinante da faixa de
ligação
f)
Até 10
4
2
-
1
(A)
Condutor
Aterramento
b) Medidores para unidades monofásicas serão de 1 elemento, 15A
5,1 - 10
3
1
-
F
F
tor
S
E
CONSUMIDOR
Ramal de Entrada
e) Para seções superiores a 10 mmé obrigatório o uso de cabos
(NBR 10676)
1,51 - 5
2
-
F
N
Dis
jun
F
A
a) Não poderá ser utilizado disjuntor unipolar conjugado em
ligações bifásicas
Até 1,5
(kW)
DADOS DA CARGA
Carga
Potência do
Instalada maior motor
ou
solda a motor
(cv)
1
TIPO
LIGAI
ÇÃO
T
E
M
DADOS ELÉTRICOS DO PADRÃO DE ENTRADA – UNIDADES CONSUMIDORAS COM
LIGAÇÕES MONOFÁSICAS OU BIFÁSICAS
SISTEMA 220/127 V
TABELA 1
165
166
Figura 12 - Tabela de Dimensionamento de Ramais de Entrada
Fonte: Norma Coelba SM04.14 – 01.001, 6a Edição de 08/05/2007
167
Figura 13 - Ramal de Ligação Aéreo sem Travessia de Rua
Fonte: Norma Coelba SM04.14 – 01.001, 6a Edição de 08/05/2007
168
Figura 14 - Ramal de Ligação Aéreo com Travessia de Rua
Fonte: Norma Coelba SM04.14 – 01.001, 6a Edição de 08/05/2007
169
8.4.2.
Ramais Multiplexados de Alumínio.
Os
condutores
de
alumínio
utilizados
como
ramais
de
ligação
monofásicos são condutores formados por dois cabos, individualmente isolados,
trançados, sendo um dos condutores a fase e o outro condutor o neutro.
Tabela 13 - Tabela do Condutor Fase do Cabo Multiplexado de Alumínio
Fonte: Norma Coelba ET GEB 034, 1a Edição de 30/09/1999
Tabela 14 - Tabela do Condutor Neutro do Cabo Multiplexado de Alumínio
Fonte: Norma Coelba ET GEB 034, 1a Edição de 30/09/1999
Figura 15 – Cabo Multiplexado de Alumínio
Os dados construtivos dos condutores estão mostrados nas tabelas 13 e
14 e foram extraídos da especificação técnica da Coelba feita para a aquisição
destes condutores.
170
Para o cálculo do condutor fase, nos casos onde houver uma faixa de
tolerância, serão utilizados, nesta dissertação os valores médios. Desta forma, para
se determinar a quantidade de alumínio contido em 1 metro do cabo As Al 1kV 1 x
10 + 1 x 10 mm2 tem-se:
QAl10 = 100 cm x 2,70 g/cm3 ((π x 0,212 cm2) + (π x 0,2052 cm2))
QAl10 = 73,054 g
(8.8)
Já para o caso do cabo As Al 1kV 1 x 16 + 1 x 16 tem-se:
QAl16 = 100 cm x 2,70 g/cm3 (( π x 0,2452 cm2) + ( π x 0,2552 cm2))
QAl16 = 106,071 g
(8.9)
Para obter-se a quantidade de energia consumida na produção do metal
primário em 1 metro de cada condutor poder-se-á fazer duas análises: a da
quantidade de energia dos processos reais e a mínima quantidade de energia que a
natureza utilizaria na produção do mesmo metal primário (exergia).
Para o primeiro caso – energia consumida nos processos reais –
conforme visto na Tabela 10, a energia necessária para a produção do alumínio
primário é de 99,04 GJ/ton. Desta forma ter-se-á:
EAl10 = 99,04 kJ/g x 73,054 g = 7,235 MJ
(8.10)
EAl16 = 99,04 kJ/g x 106,071 g = 10,505 MJ
(8.11)
Para o Segundo caso – mínima energia gasta pela natureza – utilizandose dos dados expressos na tabela 11, tem-se:
EAl10 = 15,943 kJ/g x 73,054 g = 1,165 MJ
(8.12)
171
EAl16 = 15,943 kJ/g x 106,071 g = 1,691 MJ
8.4.3.
(8.13)
Ramais Concêntricos de Cobre.
Os condutores concêntricos passaram a ser utilizados pela Coelba com o
intuito de reduzir a quantidade de desvios de energia, já que o mesmo torna mais
difícil o processo de conexão de uma derivação dentro da parede do cliente e antes
da medição da concessionária, mais comumente conhecido como desvio embutido.
Figura 16 – Cabo Concêntrico de Cobre
Conforme Figura 12 os condutores de cobre concêntricos utilizados na
ligação de clientes monofásicos em rede aérea são os cabos monofásicos
concêntricos de cobre bitolas 6 e 10 mm2. Como a especificação Coelba para estes
condutores (ETD 00.11, 1a Edição de 17/10/2002) não especifica de forma direta o
diâmetro dos fios que formam o condutor fase deste cabo, nesta dissertação, será
utilizado a especificação criada para a Coelba e aprovada, por um dos fornecedores
habituais deste material. Segue abaixo tabela do fornecedor:
Tabela 15 - Dados Dimencionais Condutor Fase Cabo Concêntrico de Cobre
Fonte: Fornecedor Coelba
CONDUTORES
FASE x SEÇÃO
(mm2)
NÚMERO DE FIOS
DIÂMETRO DO FIO
(mm2)
1 x 6,00
7
1,03
1 x 10,00
7
1,35
172
Tabela 16 - Dimencionais Condutor Neutro Cabo Concêntrico de Cobre
Fonte: Fornecedor Coelba
Seção do
neutro
(mm2)
NÚMERO DE FIOS
DIÂMETRO DO FIO
(mm2)
6,00
38
0,45
10,00
38
0,57
Da mesma forma como foi feito para os condutores de alumínio, tem-se
para o cabo concêntrico de cobre bitola 6 mm2:
QCu6 = 100 cm x 8,89 g/cm3 ((7 x π x 0,05152 cm2)+(38 x π x 0,02252cm2))
QCu6 = 105,58 g
(8.14)
Para o cabo concêntrico de cobre bitola 10 mm2 tem-se:
QCu10 = 100 cm x 8,89 g/cm3 ((7 x π x 0,06752 cm2)+(38 x π x 0,02852 cm2))
QCu10 = 175,27 g
(8.15)
Da mesma maneira como foi feito para obter-se a quantidade de energia
consumida na produção do metal primário em 1 metro de cada condutor de alumínio,
se obtém a energia necessária para a confecção do condutor de cobre.
Considerando a energia consumida nos processos reais, conforme tabela
10, tem-se:
ECu6 = 76,80 kJ/g x 105,58 g = 8,108 MJ
(8.16)
ECu10 = 76,80 kJ/g x 175,27 g = 13,461 MJ
(8.17)
173
Considerando a mínima energia gasta pela natureza e utilizando os dados
expressos na tabela 11, tem-se:
8.4.4.
ECu6 = 9,697 kJ/g x 105,58 g = 1,024 MJ
(8.18)
ECu10 = 9,697 kJ/g x 175,27 g = 1,700 MJ
(8.19)
Ramais de Entrada.
Os condutores utilizados nos ramais de entrada monofásicos de clientes
individuais eram de responsabilidade dos clientes. Quando se utilizava o condutor de
alumínio multiplexado o ramal de entrada e o ramal de ligação eram distintos, sendo
o primeiro de responsabilidade do cliente e o segundo de responsabilidade da
Coelba.
Quando o ramal multiplexado de alumínio foi substituído pelo concêntrico
de cobre trouxe um outro ganho além de dificultar o furto de energia através do
desvio embutido. Havia entre os dois condutores um ponto de conexão a ser feito
(dois conectores) o que gerava mais uma possibilidade de defeito. Com a
implantação do ramal concêntrico de cobre a Coelba assumiu a responsabilidade do
ramal de entrada para os clientes monofásicos lançando o condutor íntegro, sem
emendas, o que eliminou um ponto de defeito na rede.
Como a avaliação de impacto ambiental da situação atual envolve a
análise do condutor lançado desde o ponto de conexão da rede até o ponto de
medição, para se fazer uma correta comparação faz-se necessário a introdução dos
gastos energéticos dos condutores que eram responsabilidade dos clientes (ramal
de entrada).
Os condutores dos ramais de entrada eram formados por fios de cobre nu
eletrolítico, têmpera mole, classe de encordoamento 2 (rígido), isolado em composto
termoplástico de PVC. Estes condutores são os mesmos usualmente empregados
174
nas instalações internas de força e luz em prédios, indústrias, comércios e
residências.
Conforme Figura 10 os condutores dos ramais de entrada possuíam bitola
4 mm2 e 6 mm2 para ramais de ligação de 10 mm2 de alumínio multiplexado e 16
mm2 para ramais de ligação de 16 mm2 de alumínio concêntrico.
Apesar de ser conhecida a proporção entre ramais de ligação de 10 mm2
e 16 mm2 de alumínio, a proporção de ramais de entrada de 4 mm2 e 6 mm2 não o é
já que, como os mesmos eram de responsabilidade do cliente, a Coelba não
guardou este histórico. Para se ser conservador na análise dos resultados, nesta
dissertação só será considerado o ramal de ligação de 4 mm2 cobre para o ramal de
entrada de 10 mm2 de alumínio.
Tabela 17 - Dados Dimencionais Condutor do Ramal de Ligação
Fonte: Fornecedor Coelba
SESSÃO
DIÂMETRO DO
DIÂMETRO
MASSA
NOMINAL
CONDUTOR
EXTERNO
(kg/km)
(mm2)
(mm)
(mm)
4
2,5
4,1
49
6
3,1
4,7
69
10
3,7
5,7
110
16
4,6
6,6
167
Para a determinação do comprimento médio do ramal de entrada tem-se
que avaliar seu posicionamento em relação à rede de distribuição de energia da
concessionária. Para aqueles que estão do mesmo lado da via pública em relação à
referida rede de distribuição, seu comprimento padrão é de 3,5 m abatido da altura
padrão da caixa de medição (1,60 m) equivalendo a 1,90 m. Já para aqueles que
estão do outro lado da via pública este comprimento é de 5,50 m menos a altura
padrão da caixa de medição que corresponde a 3,90 m.
Pelos mesmos motivos relatados para a não existência de dados relativo
às bitolas dos condutores de 4 mm2 e 6 mm2 dos ramais de entrada, a
175
concessionária não possui dados estatísticos sobre a quantidade de ligações
efetuadas em residências que estão do mesmo lado da rede de distribuição em
relação à via pública. Conduto pode-se considerar que, em função dos grandes
números envolvidos e da distribuição aleatória do posicionamento das ligações em
relação à rede, que a proporção é de 50%. Desta forma, nesta dissertação será
considerado um comprimento médio do ramal de entrada de 2,90 m.
Da mesma forma como foi feito para os condutores dos ramais de ligação,
tem-se para o cabo do ramal de entrada de cobre bitola 4 mm2 considerando-se, um
metro tanto para o condutor fase como para o condutor neutro:
QCu4 = 87,28 g
(8.20)
Para um metro do ramal de ligação de cobre bitola 16 mm2 tem-se:
QCu16 = 295,48 g
(8.21)
Da mesma maneira como foi feito para obter-se a quantidade de energia
consumida na produção do metal primário em 1 metro de cada ramal de ligação, se
obtém a energia necessária para a confecção do condutor de cobre do ramal de
entrada.
Considerando a energia consumida nos processos reais, conforme tabela
10, tem-se:
ECu4 = 76,80 kJ/g x 87,28 g = 6,703 MJ
(8.22)
ECu16 = 76,80 kJ/g x 295,48 g = 22,693 MJ
(8.23)
Considerando a mínima energia gasta pela natureza e utilizando os dados
expressos na tabela 11, tem-se:
176
8.5.
ECu4 = 9,697 kJ/g x 87,28 g = 0,846 MJ
(8.24)
ECu16 = 9,697 kJ/g x 295,48 g = 2,865 MJ
(8.25)
REDUÇÃO DE CUSTOS
Em 01/11/2001 foi criado na Coelba o TNL – Departamento de Novas
Ligações - cuja função era a de atender a todos os pedidos de ligação de clientes ou
alteração de carga, quer fosse necessária à execução de obras quer estes pedidos
só necessitassem da interligação a rede da concessionária sem necessidade de
obras.
A criação deste departamento foi a finalização de um processo de
reengenharia que culminou numa estrutura idiossincrática para o setor elétrico de
distribuição.
Normalmente, nas concessionárias, este processo é desmembrado em
duas estruturas distintas. A parte referente a ligação de clientes ou alteração de
carga que envolve estudo de rede, o que normalmente culmina num projeto elétrico
e na execução de uma obra, fica ligado a um departamento de projetos e
construção. A este departamento normalmente cabe a feitura de um projeto elétrico
e a execução de uma obra sem que o mesmo departamento faça a referida ligação
do cliente.
A etapa de ligação do cliente, com ou sem obra, normalmente fica a cargo
de outro departamento que também agrega as atividades de corte e religação e, em
alguns casos, as atividades de turmas de manutenção de emergência leve.
Com a criação do Departamento de Novas Ligações consegue-se uma
sinergia nas atividades de ligação com obras, já que a mesma turma que construía a
rede ligava o cliente.
177
Em 26/04/2002 foi promulgada a lei 10.438 que instituiu a universalização
do acesso à energia elétrica. A mesma foi regulamentada através da Resolução
ANEEL 223/03 de 29/04/03. Posteriormente, a Lei 10.762 de 11/11/03 modificou
critérios que restringiram o âmbito da universalização com a exclusão de
consumidores com carga instalada superior a 50 kW, consumidores com tensão de
fornecimento superior a 2,3 kV e clientes que requererem aumento de carga, além
das cargas de iluminação pública cuja exclusão estava prevista desde 2002.
Com a implantação da universalização, a quantidade de ligações oriundas
de obras começou a aumentar alem de ter seu custo por cliente com obra33
crescente conforme pode ser observado no gráfico abaixo.
180%
160%
140%
120%
100%
2002.
2003.
2004.
2005.
2006.
Figura 17 - Evolução do Custo de Ligação com Obras - |Coelba
Fonte: Departamento de Novas Ligações - Coelba
Já nas atividades de ligação de clientes que não envolviam obras, que
serão denominadas de ligações de crescimento vegetativo, por não ter sofrido com a
alteração da legislação, teve seus custos reduzidos em função das mudanças de
gestão no departamento de Novas Ligações.
Uma das ações foi a redução dos custos com as visitas que não geravam
ligações em função de inconformidades nos padrões de entrada. Uma das principais
ações adotadas para esta melhoria foi a criação do programa de Lojas Certificadas
que foi, inclusive, premiada em 2002 pela Associação Nacional dos Comerciantes de
178
Material de Construção (ANAMAC). As Lojas Certificadas são lojas que vendem
materiais de construção cujos vendedores são continuamente treinados nos padrões
de entrada da Coelba. Além do treinamento com os vendedores, são também
treinados, em convênio com o SENAI, os montadores de padrão que orbitam as lojas
de materiais de construção.
90%
85%
80%
75%
70%
65%
60%
2001.
2002.
2003.
2004.
2005.
2006.
Figura 18 - Evolução do Índice de Ligação na Primeira Visita - Coelba
Fonte: Departamento de Novas Ligações - Coelba
Outra melhoria que pôde ser observada é a redução do ramal médio de
ligação. Esta melhoria deveu-se a um processo de redução de custos da atividade e
envolveu a diminuição de desperdício de materiais por parte das prestadoras de
serviços.
Estas duas ações, principalmente, e mais especificamente a redução de
desperdício de materiais, levaram a uma redução nos custos do processo de
ligações sem obra, objeto de análise desta dissertação.
Como pode ser visto na figura 20, houve uma redução de custos na
atividade de ligação de clientes de 28,40%, conseguida, basicamente, com
otimização do processo e redução de desperdícios.
33
O custo de cliente com obra é dado pela razão entre somatório do custo das obras (postes, cabos, mão de obra própria e
terceirizada, transporte de materiais, etc.) e a quantidade total de clientes ligados com obra.
179
140%
130%
120%
110%
100%
90%
2001.
2002.
2003.
2004.
2005.
2006.
Figura 17 - Evolução do Comprimento do Ramal Médio - Coelba
Fonte: Departamento de Novas Ligações - Coelba
140,00%
130,00%
120,00%
110,00%
100,00%
90,00%
2001.
2002.
2003.
2004.
2005.
2006.
Figura 18 - Evolução do Custo Médio de Ligação - Coelba
Fonte: Departamento de Novas Ligações - Coelba
8.6.
EVOLUÇÃO DO IMPACTO AMBIENTAL
A redução mostrada na figura 16, em termos absolutos, representou uma
redução no ramal médio de 19,02 m em 2001 para 14,64 m em 2006.
Para o cálculo do impacto ambiental irá se considerar a seguinte
composição dos ramais monofásicos:
180
a)
Para os dados de 2001 será considerado um ramal médio de
ligação de 19,02 sendo que, 63,5% das ligações monofásicas se
deram com cabos de 10 mm2 e 36,5% com cabos de 16 mm2
ambos cabos multiplexados de alumínio.
b)
Ainda para os dados referentes a 2001 será considerado o
ramal de ligação médio de 2,9 m mantendo-se a proporção de
63,5% compostos por cabos de cobre de 4 mm2 e 36,5% com
cabos de cobre de 16 mm2.
c)
Para os dados de 2006 será considerado um ramal de ligação
médio de 14,64 m, sendo que 63,5% das ligações monofásicas
se deram com cabos de 6 mm2 e 36,5% com cabos de cobre
concêntricos.
d)
Nos dados de 2006 não serão considerados os ramais de
entrada já que os mesmos foram assumidos pela concessionária
e já estão considerados nos ramais de ligação médios.
Embora a proporção de cabos de 6 mm2 tenha sido maior em 2006, em
função principalmente da agregação de cargas menores no processo de
universalização, foi mantida a mesma proporção que em 2001 para que a
comparação do impacto ambiental se proceda sem interferências de outras variáveis
não gerenciadas dentro do processo.
Como já exposto no capítulo 5 desta dissertação o impacto ambiental será
medido pela quantidade de energia agregada a determinado produto. Desta forma
serão feitas duas análises distintas da energia agregada aos condutores dos ramais
de ligação. A primeira delas, considerando a energia associada aos processos reais
(econômicos) de produção para a obtenção do metal primário de que são feitos os
condutores e a segunda delas considerando a energia mínima que a natureza
disporia para obter estes mesmos metais primários.
181
8.6.1.
Impacto Ambiental – Energia dos Processos Reais.
Considerando a energia dos processos reais, pode-se ver nas fórmulas
7.10 e 7.11 que para os ramais de ligação compostos por cabos multiplexidados de
alumínio 10 mm2 e 16 mm2 ter-se-á, para um metro de condutor, respectivamente
7,235 MJ e 10,505 MJ.
Considerando os dados de 2001 com ramal médio de 19,02 m e a
proporção de 63,5% das ligações monofásicas com cabos de 10 mm2 e 36,5% com
cabos de 16 mm2, ambos de alumínio multiplexados obtem-se:
Ramalal = 19,02 m x ( 7,235 MJ/m x 63,5% + 10,505 MJ/m x 36,5%)
Ramalal = 160,31 MJ
(8.26)
Para o ramal de ligação médio composto por condutores de cobre de
bitolas de 4 mm2 e 6 mm2 onde a energia associada aos processos reais pode ser
obtida nas fórmulas 7.22 e 7.23, na proporção de 50% cada e de comprimento de
2,9 m tem-se:
Ramalentrada_Cu = 2,9 m x ( 6,703 MJ/m x 50% + 22,693 MJ/m x 50%)
Ramalentrada_Cu = 42,62 MJ
(8.27)
Considerando a energia dos processos reais para os condutores de cobre
concêntricos pode-se ver nas fórmulas 8.16 e 8.17 que para os cabos de 6 mm2 e 10
mm2 ter-se-á, para um metro de condutor, respectivamente 8,108 MJ e 13,461 MJ.
Considerando os dados de 2006 com ramal médio de 14,64 m e a
proporção de 63,5% das ligações monofásicas com cabos de 10 mm2 e 36,5% com
cabos de 16 mm2, ambos de cobre concêntricos obtem-se:
182
Ramalcu = 14,64 m x ( 8,108 MJ/m x 63,5% + 13,461 MJ/m x 36,5%)
Ramalcu = 147,31 MJ
(8.28)
Comparando o gasto energético na produção do metal primário dos
condutores de alumínio e de cobre com seus respectivos comprimentos médios em
2001 e em 2006, tem-se:
Tabela 18 - Energia Real Associada ao Ramal
RAMAL DE LIGAÇÃO
ANO
RAMAL DE ENTRADA
TOTAL
TAMANHO
(m)
ENERGIA
(MJ)
TAMANHO
(m)
ENERGIA
(MJ)
(MJ)
2001
19,02
160,31
2,9
42,62
202,93
2006
14,62
147,31
0
0
147,31
Pode-se observar que houve uma redução de 27,41% na energia
associada ao ramal médio, mesmo com uma redução de 33,30 % no seu
comprimento.
Caso não tivesse havido uma ruptura tecnológica do processo, ou seja, a
substituição do cabo de alumínio pelo de cobre ter-se-ia:
Ramalal = 14,64 m x (7,235 MJ/m x 63,5% + 10,505 MJ/m x 36,5%)
Ramalal = 123,40 MJ
(8.29)
Como isto a redução da energia associada seria 39,19%, superior à
redução do ramal médio de ligação. Desta forma a redução do impacto seria
superior à redução do desperdício no processo.
8.6.2.
Impacto Ambiental – Energia Mínima de Processo.
183
Da mesma forma que no item 8.6.1, far-se-á uma análise considerando a
energia mínima que a natureza utilizaria para a obtenção dos metais primários.
Pode-se ver nas fórmulas 7.12 e 7.13 que para os cabos multiplexidados de
alumínio 10 mm2 e 16 mm2 ter-se-á, para um metro de condutor, respectivamente
0,679 MJ e 0,978 MJ.
Considerando os dados de 2001 com ramal médio de 19,02 m e a
proporção de 63,5% das ligações monofásicas com cabos de 10 mm2 e 36,5% com
cabos de 16 mm2, ambos de alumínio multiplexados obtem-se:
Ramalal = 19,02 m x ( 1,165 MJ/m x 63,5% + 1,691 MJ/m x 36,5%)
Ramalal = 25,81 MJ
(8.30)
Para o ramal de ligação médio composto por condutores de cobre de
bitolas de 4 mm2 e 6 mm2 onde a energia associada aos processos reais pode ser
obtida nas fórmulas 8.24 e 8.25, na proporção de 50% cada e de comprimento de
2,9 m tem-se:
Ramalentrada_Cu = 2,9 m x ( 0,846 MJ/m x 50% + 2,865 MJ/m x 50%)
Ramalentrada_Cu = 5,192 MJ
(8.31)
Considerando a energia dos processos reais para os condutores de cobre
concêntricos pode-se ver nas fórmulas 8.18 e 8.19 que para os cabos de 6 mm2 e 10
mm2 ter-se-á, para um metro de condutor, respectivamente 0,227 MJ e 0,376 MJ.
Considerando os dados de 2006 com ramal médio de 14,64 m e a
proporção de 63,5% das ligações monofásicas com cabos de 10 mm2 e 36,5% com
cabos de 16 mm2, ambos de cobre concêntricos obtem-se:
Ramalcu = 14,64 m x ( 1,024 MJ/m x 63,5% + 1,700 MJ/m x 36,5%)
184
Ramalcu = 25,27 MJ
(8.32)
Comparando o gasto energético na produção do metal primário dos
condutores de alumínio e de cobre com seus respectivos comprimentos médios em
2001 e em 2006, tem-se:
Tabela 19 – Mínima Energia Associada ao Ramal
RAMAL DE LIGAÇÃO
ANO
RAMAL DE ENTRADA
TOTAL
TAMANHO
(m)
ENERGIA
(MJ)
TAMANHO
(m)
ENERGIA
(MJ)
(MJ)
2001
19,02
25,81
2,9
5,19
31,00
2006
14,62
25,27
0
0
25,27
Pode-se observar que houve uma redução de 20,33% na energia
associada ao ramal médio.
8.7.
CONSIDERAÇÕES FINAIS DO CAPÍTULO
Neste capítulo, foram mostrados os padrões que eram utilizados em 2001
e em 2006 além de se fazer uma análise comparativa entre condutores de alumínio
e condutores de cobre.
Nesta análise verificou-se que, para uma mesma distância e com os
mesmos critérios de queda de tensão para atendimento de uma mesma carga, o
condutor de cobre, mesmo tendo uma seção transversal menor (bitola) requer uma
massa equivalente ao dobro da massa do condutor de alumínio equivalente34.
Viu-se também que o processo de ligação conseguiu uma redução de
29,92% no comprimento do ramal médio de ligação o que implicou num ganho de
eficiência do processo e, se for incluído no cálculo o ramal de entrada, este ganho
passa a ser de 33,30 %.
34
O condutor equivalente de alumínio é aquele que, para uma dada carga e uma dada demanda tem a mesma queda de tensão
que um condutor de cobre sob as mesmas condições.
185
Foi analisada a evolução do impacto ambienta da situação de 2001 para a
de 2006, considerando a energia associada à obtenção do metal primário nos
ramais médios de 2001 e aos de 2006 sob duas óticas: a da energia dos processos
reais de produção e a energia mínima necessária para a produção destes mesmos
metais (exergia)
Constatou-se que pela análise da energia associada aos processos reais
houve uma redução no impacto ambiental da atividade em 27,41%, mesmo com a
redução do ramal médio em 33,30 %.
Também foi visto que utilizando uma análise exergética houve uma
redução do impacto ambiental em 20,33%.
186
CAPÍTULO 9
9.
CONCLUSÃO
9.1.
CONSIDERAÇÕES INICIAIS
Nesta dissertação procurou-se analisar a redução do impacto ambiental
na atividade de ligações de clientes monofásicos da Coelba, avaliando o impacto
ambiental sobre a ótica da energia associada a um dado produto, no caso
específico, o ramal de ligação de clientes.
Como delimitação do escopo foram considerados os ramais de ligação
monofásicos de clientes ligados na Coelba no período compreendido entre
janeiro/2001 até dezembro/2006. Também foi considerada, somente, a energia
agregada necessária à produção do metal primário contida em cada ramal.
Observou-se, durante a dissertação, a evolução das empresas de energia
elétrica no Brasil e na Bahia bem como a aderência da gestão das mesmas com os
principais pensamentos econômicos vigentes no mundo e como o modelo atual
procura simular um mercado de livre concorrência mesmo nas empresas que
187
trabalham num ambiente de monopólio natural, possibilitando mostrar a relevância
do enfoque da redução de custos para o caso em estudo.
Para a avaliação do impacto ambiental foi analisada a energia associada
à produção do metal primário contido nos condutores. Desta forma, foi considerado
menos impactante os condutores que possuíam menor energia agregada para a
mesma aplicação.
Foram vistas duas abordagens para a energia agregada: aquela obtida
nos processos reais de produção dos metais primários e a mínima energia
necessária para a obtenção destes mesmos metais (exergia).
Tabela 20 - Variação de Energia e de Custos – Processos Reais
ENERGIA
DOS
PROCESSOS
REAIS
RAMAL DE
ENTRADA
(m)
RAMAL DE
LIGAÇÃO
(m)
ENERGIA
(MJ)
CUSTO (%)
2001
2,9
19,02
202,93
128,40
2006
0
14,62
147,31
100
REDUÇÃO
2,9
4,4
55,62
28,40
Tabela 21 - Variação de Energia e de Custos – Energia Mínima
ENERGIA
MÍNIMA DOS
PROCESSOS
RAMAL DE
ENTRADA
(m)
RAMAL DE
LIGAÇÃO
(m)
ENERGIA
(MJ)
CUSTO (%)
2001
2,9
19,02
31,00
128,40
2006
0
14,62
25,27
100
REDUÇÃO
2,9
4,4
5,73
28,40
Nesta dissertação foi considerada, para a avaliação do impacto ambiental,
a energia dos processos reais na produção dos metais primários que formam os
condutores dos ramais tanto em 2001 como em 2006.
188
Esta decisão não se deveu a aplicação do princípio da Navalha de
Ockham e sim ao fato de que a economia gerada no processo de Novas Ligações foi
obtida dentro de processos econômicos tradicionais, ou seja, os custos ambientais
não foram economicamente valorados.
Mantendo-se, portanto, a coerência de fontes para comparação na
análise da redução do impacto ambiental e dos custos foi considerada a energia real
associada ao processo de produção dos metais primários de cada condutor.
9.2.
CONCLUSÃO DO ESTUDO DE CASO
A pergunta a ser respondida neste estudo de caso é: As inovações
introduzidas na atividade de ligação de clientes monofásicos na Coelba entre 2001 e
2006, tanto no processo como no produto, reduziram o impacto ambiental desta
atividade, com redução de custos?
As duas hipóteses iniciais foram:
i) As inovações introduzidas nos materiais utilizados na ligação de novos clientes
reduziram o impacto ambiental da atividade.
ii) As inovações introduzidas nos procedimentos, controles e logística na ligação de
novos clientes reduziram o custo e o impacto ambiental da atividade.
Viu-se que a primeira hipótese mostrou-se falsa. A troca do ramal de
ligação de alumínio para cobre mostrou-se mais impactante ambientalmente,
considerando a ótica de energia associada à produção do metal primário contido nos
ramais de ligação.
Embora o alumínio possua uma energia agregada a sua produção, por
unidade de massa, maior do que a do cobre além de que a resistividade do alumínio
também é maior que a do cobre o que leva a condutores equivalentes com bitola
189
superior, a diferença de densidade entre os dois metais foi tão grande que
compensou estas duas desvantagens em relação ao alumínio.
Já no que concerne à segunda hipótese a mesma mostrou-se verdadeira.
A redução do ramal médio de 21,92 m (19,02 m do ramal de entrada e 2,90 m do
ramal de ligação) em 2001 para 14,62 m em 2006 (nesta situação o ramal de
entrada foi considerado nulo já que o ramal de ligação passou a se estender até a
medição) mostrou-se determinante na redução do impacto ambiental.
Como pode ser visto na tabela 21, caso fossem mantidos os condutores
de alumínio ao invés de substituí-los pelos de cobre, porém preservando as demais
alterações a redução do impacto ambiental seria de 39,19% superior ao obtido com
os ramais de cobre que foi de 27,41% (vide item 8.6.1).
No estudo de caso em questão, houve redução do impacto ambiental com
redução concomitante de custos. Contudo, este resultado deveu-se às mudanças
inseridas na gestão do processo e não na mudança ocorrida nos materiais utilizados.
Uma razão para este desempenho pode residir no fato de que, embora as
alterações implementadas nos métodos de gestão visassem claramente a redução
de custos associado à diminuição dos desperdícios tanto de material quanto de mão
de obra, os motivos que levaram às mudanças nos condutores tinham um foco
distinto.
Como o principal motivo da utilização do cabo concêntrico de cobre foi o
combate às perdas comerciais, minimizando tanto as ligações clandestinas
diretamente conectadas diretamente a outros ramais de ligação (gatos) quanto aos
furtos de energia através de uma derivação no ramal de entrada conhecida como
desvio embutido, o mesmo não guardava uma relação direta com a redução de
custos/impacto ambiental da atividade de ligação.
Desta forma, enquanto as alterações na gestão contribuíram diretamente
para a minimização de custos e do impacto ambiental já que tinham forte
190
direcionamento na redução de desperdícios, as alterações dos materiais
empregados não tinham o compromisso de guardar nenhuma relação com a
melhoria dos processos de ligação de clientes já que tinham seu foco no combate às
perdas comerciais.
Tabela 22 - Variação de Energia dos Ramais de Ligação sem troca de material
9.3.
RAMAL DE
ENTRADA
(m)
RAMAL DE
LIGAÇÃO
(m)
ENERGIA
(MJ)
CUSTO
(%)
2001
2,9
19,02
202,93
---
2006
0
14,62
123,4
---
REDUÇÃO
2,9
4,4
79,53
---
OUTRAS CONSIDERAÇÕES E PROPOSIÇÃO DE NOVOS
ESTUDOS
Uma questão a ser levantada é que, embora não tenha sido utilizada para
a validação da redução do impacto ambiental nesta dissertação, a análise da
energia mínima (exergia) associada à produção dos metais primários que formam os
condutores do ramal de ligação mostra que existe aproximadamente quatro vezes
mais ineficiência na obtenção do cobre primário do que na obtenção do alumínio
(tabela 9). Com isto, a possibilidade de ganhos de eficiência na produção do cobre
se mostra maior que no alumínio.
Desta forma, a análise exergética mostra-se uma poderosa ferramenta
para medir a eficiência de um processo produtivo, transcendendo a limitação de
análise de eficiência da tecnologia disponível e apontando na direção da capacidade
de evolução da eficiência de uma atividade, independentemente do estado
tecnológico do processo industrial vigente.
191
Como proposição de estudos complementares a esta dissertação ter-se-ia
a análise da fase de trefilação na formação dos condutores considerando a energia
associada a esta etapa da fabricação.
Outro ponto a ser estudado é a energia agregada à isolação dos
condutores. Como os condutores de alumínio têm uma seção transversal 1,64 vezes
maior que os seu equivalente em cobre, considerando-se uma comparação de
condutores singelos equivalentes, de mesmo comprimento e mesma isolação, o
condutor de alumínio necessitaria de 28,06 % mais material isolante do que o de
cobre.
Outra questão a ser considerada em estudos posteriores é a matriz
energética dos fornecedores dos metais primários. Esta consideração poderá afetar
significativamente a escolha de um ou outro fornecedor caso o foco do comprador
seja a redução do impacto ambiental sob a ótica da energia associada ao produto.
192
REFERÊNCIAS
ABREU, Yolanda Vieira de. A Reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro:
Questões e Pespectivas. 1999. 184 f. Dissertação (Mestrado em Energia) Programa Interunidades de Pós-Graduação em Energia, Universidade de São Paulo,
São Paulo.
ARAÚJO, J. L. R. H. de. Regulação de Monopólios e Mercado: questões básicas.
Rio de Janeiro: IE/UFRJ, 2001, mimeo.
BELLO, José L. P. Metodologia Científica: Manual para Elaboração de Textos
Acadêmicos, Monografias, Dissertações e Teses. Rio de Janeiro: Universidade
Veiga de Almeida, 2005.
CANAS, Ângela Pereira de Matos. Análise da Intensidade de Utilização de
Materiais na Economia. 2002. 151 f. Dissertação (Mestrado em Engenharia e
Gestão de Tecnologia) – Instituto Superior Técnico, Universidade Técnica de Lisboa,
Lisboa.
CARVALHO, Carlos Rogério Freire de. Gás Natural como Fator de
Competitividade da Indústria Química Estudo de Caso: Millennium Chemicals –
Bahia. 2005. 123 f. Dissertação (Mestrado em Administração) – Escola de
Administração, Universidade Federal da Bahia, Salvador.
CASTRO, Claudio M. A Prática da Pesquisa. 2ª ed. São Paulo: Pearson Prentice
Hall, 2006.
DONADONE, Julio Cesar. Os Hunos Já Chegaram!: Dinâmica Organizacional,
Difusão de Conceitos Gerenciais e a Atuação das Consultorias. 2001. 123 f. Tese
(Doutorado em Engenharia) – Escola Politécnica, Universidade de São Paulo, São
Paulo.
EPELBAUM, Michel. A Influência da Gestão Ambiental na Competitividade e
Sucesso Empresarial. 2004, 190 f. Dissertação (Mestrado em Engenharia de
Produção) – Escola Politécnica, Universidade de São Paulo, São Paulo.
193
FARIA, Ana C.; CUNHA, Ivan; FELIPE, Yone X. Manual Prático para Elaboração
de Monografias: Trabalhos de Conclusão de Curso, Dissertações e Teses.2ª Ed.
São Paulo: USJT, 2007.
FERREIRA, Sandra N. M. Como Introduzir e Implementar Práticas de Produção
mais Limpa em Obras de Eletrificação Rural. 2004, 223 p. Dissertação (Mestrado
em Gerenciamento e Tecnologias Ambientais no Processo Produtivo) Escola
Politécnica, Universidade Federal da Bahia, Salvador.
GARCIA, Edgar A. Botero. Valoración Exergética de Recursos Naturales,
Minerales, Água y Combustibles Fósiles. 2000, 349 f. Tese (Doutor em
Engenharia Térmica Avançada e Otimização Energética) – Departamento de
Engenharia Mecânica, Universidade de Zaragoza, Zaragoza.
GIL, Antonio C. Métodos e Técnicas de Pesquisa Social. São Paulo: Atlas, 1999.
GONÇALVES JUNIOR, Dorival. Reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro:
Estratégia de Retomada da Taxa de Acumulação do Capital?, 2002, 246 f.
Dissertação (Mestrado em Energia) – Programa interunidades de Pós-Graduação
em Energia, Universidade de São Paulo, São Paulo.
KIPERSTOK, A. et. al. Inovação e Meio Ambiente: Elementos para o
Desenvolvimento Sustentável na Bahia. Salvador: Centro de Recursos Ambientais –
CRA, 2003.
KIPERSTOK A. et al. Inovação como Requisito de Desenvolvimento Sustentável.
READ. Edição Especial 30, v. 8, n. 6, 2002B.
NAKASHIMA, Celso Yukio. Modelo de Comportamento Termodinâmico de uma
Bomba Multifásica do Tipo Duplo Parafuso. 2000, 149 f. Dissertação (Mestrado
em Engenharia) – Escola Politécnica da Universidade de São Paulo, USP. São
Paulo.
LEITE, Antônio Dias. A Energia do Brasil. Rio de Janeiro: Nova Fronteira, 1997.
390 p.
LERIPIO, Alexandre de Ávila. Gaia. Um Método de Gerenciamento de Aspectos e
Impactos Ambientais. 2001. 149 f. Tese (Doutorado em Engenharia de Produção)
– Escola de Engenharia, Universidade Federal de Santa Catarina, Florianópolis.
194
LIRA, Sérgio Roberto Bacury de. Morte e Ressurreição da SUDAM: Uma Análise
da Decadência e Extinção do Padrão de Planejamento Regional da Amazônia. 2005.
228 f. tese (Doutorado em Desenvolvimento Sustentável do Trópico Úmido) – Núcleo
de altos Estudos da Amazônia, Universidade Federal do Pará, Belém.
MARCHALEK, Sandra. Proposta de Ferramenta para Facilitar a Transformação
das Diretrizes de Políticas Públicas de Trabalho e Renda em Ações nos
Estratos Estaduais e Municipais. 2003. 124 f. Dissertação (Mestrado em
Engenharia de Produção) – Universidade Federal de Santa Catarina, Florianópolis.
MINAYO, Maria C. de S. O Defafio do conhecimento. São Paulo: Hucitec, 1993.
NOGUEIRA, L. A. H. Conservação de energia: eficiência energética de instalações
e equipamentos. 2ª ed. Itajubá – Mg: Editora EFEI, 2001. p.1-29.
PEREIRA NETO, Hidelbrando. Estado, constituição e globalização: as novas
possibilidades do constitucionalismo. 2004.124 f. Dissertação (Mestrado em
Desenvolvimento, Gestão e Cidadania) – Núcleo de Direito, Cidadania e
Desenvolvimento Universidade Regional do Noroeste do Estado do Rio Grande do
Sul, Ijuí.
PORTER, Michel E. Competição: estratégias competitivas essenciais. 10. ed. Rio
de Janeiro: Campus, 1999
PORTER, Michel E.; VAN DER LINDE, Claas. Green and competitivite: ending the
stalemate. Harvard Business Review, Boston v. 73, n 5, p. 120-134, 1995.
SAMPAIO, Consuelo Novais. 50 anos de urbanização: Salvador da Bahia no
século XIX. Rio de Janeiro: Versal, 2005.
SEVERINO, Antônio J. Metodologia do trabalho científico. 23. ed. São Paulo:
Cortez, 2007.
SICILIANO, A. regulação incentivada: simplificação ou complicação na supervisão
das concessionárias de eletricidade. Revista do BNDES, V. 12, n. 23, p 246-247,
Rio de Janeiro.
SILVA, Edna L.; MENEZES, Estera M. Metodologia da pesquisa e elaboração de
dissertação. 3. ed. Florianópolis: Laboratório de Ensino a Distância da UFSC, 2001.
SILVA, José M.; SILEIRA, Emerson S. Apresentação de trabalhos acadêmicos:
normas e técnicas. 3.ed. Petrópolis: Voses, 2008.
195
STRAPASSON, Alexandre Betinarti. Desafios para um novo modelo de
planejamento energético. 2004, 134 f. Dissertação (Mestrado em Energia) –
EP/FEA/IEE/IF. Universidade de São Paulo. São Paulo.
TEIXEIRA, Cid. História da energia elétrica na Bahia. Salvador: EPP Publicações
e Publicidade, 2005. 244 p.
YIN, Robert K. Estudo de caso: planejamento e método. Porto Alegre: Bookman,
2001.
196
APÊNDICE A - Legislação federal do Setor Elétrico
Neste apêndice, estão contidas as leis, decretos-Lei, decretos e portarias utilizados
pelo autor no desenvolvimento desta dissertação, não tendo o objetivo, portanto, de
relacionar toda a legislação existente sobre o assunto.
1. Decreto 20.395 de 15 de setembro de 1931 – Este decreto suspendeu quaisquer
transações envolvendo jazidas minerais e quedas d´águas;
2. Decreto 24.643 de 10 de julho de 1934 – Este decreto instituiu o Código de
Águas, incorporando ao patrimônio da União a propriedade das quedas d´águas,
além de atribuir a ela a competência de outorga ou concessão para o
aproveitamento em energia elétrica resguardando, contudo, os direitos daqueles
que já exploravam potenciais hidroelétricos;
3. Decreto-Lei 852 de 11 de novembro de 1938 – Este decreto-lei obrigava a ter
autorização ou concessão federal para o estabelecimento de linhas de
transmissão ou redes de distribuição de energia elétrica;
4. Decreto-Lei 938 de 08 de dezembro de 1938 - Este decreto subordinou a prévia
autorização governamental o funcionamento de sociedades que se dispusessem
a promover a produção comercial de energia elétrica;
5. Decreto-Lei 2.059 de 05 de abril de 1940 – Este decreto-lei possibilitou que
empresas que exploravam energia elétrica antes da criação do Código de Águas
pudessem ampliar as suas instalações;
6. Decreto-Lei 2.676 de 04 de outubro de 1940 – Este decreto-lei estabeleceu
penalidades para as empresas que se negassem a continuar a atender
consumidores existentes o que se recusassem a atender a novos consumidores;
197
7. Decreto-Lei 3.128 de 19 de abril de 1941 – Este decreto-lei estabeleceu
instrumentos jurídicos obrigando o investimento das empresas e limitou a 10% do
investimento o lucro resultante da exploração do serviço;
8. Decreto-Lei 7.062 de 22 de novembro de 1944 – Este decreto-lei estabeleceu
que os bens e instalações das empresas de energia elétrica não poderiam ser
desmembrados, vendidos ou cedidos sem a prévia autorização do poder
concedente;
9. Decreto 8.031 de 03 de outubro de 1945 – Este decreto criou a Companhia
Hidroelétrica do São Francisco – CHESF;
10. Lei no 8.631 e decreto no 774 de 1993: Estabelecem o fim da equalização
tarifária35 e seus instrumentos; reativa a Reserva Global de Reversão ( fundo
compulsório destinado ao financiamento da melhora e expansão dos serviços
públicos de energia elétrica) e cria o Conselho de Consumidores;
11. Decreto no 1009 de 1993: Estabelece o livre acesso à malha federal de
transmissão;
12. Lei no 8.987 de 1995: Obriga a licitação das concessões dos serviços elétricos
além de definir os critérios gerais a serem aplicados nas licitações e nos
contratos de concessão;
13. Decreto no 1.503 de 1995: Inclui o sistema ELETROBRÁS no programa nacional
de desestatização;
14. Lei no 9.074 de 1995: Libera os grandes consumidores do monopólio comercial
das concessionárias;
15. Decreto no 2.003 de 1996: Regulamenta a produção de energia elétrica por
produtor independente e autoprodutor;
35
Definir equilização tarifária
198
16. Lei no 9.427 de 1996: Institui a Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL;
17. Portaria no 459/97 de 1997: Regulamenta as condições de livre acesso aos
sistemas de transmissão e distribuição;
18. Portaria no 466/97 de 1997: Estabelece as condições gerais de fornecimento de
energia elétrica;
19. Lei no 9.648 de 1998: Cria o Mercado Atacadista de Energia – MAE e o Operador
Nacional do Sistema – ONS, reestruturando o setor elétrico.
199
APÊNDICE B – Energia Mínima de Concentração e Energia
Química
Conforme visto no capítulo 7, Garcia (2000) propõe que a energia gasta pela
natureza para a produção do metal primário pode ser dividida em quatro
componentes: energia mínima de concentração, energia mínima de processo,
energia química dos elementos e a energia livre de Gibbs.
Garcia (2000) também considera que, das quatro componentes, somente duas
podem ser diretamente relacionadas com os processos produtivos reais: a energia
mínima de processo e a energia livre de Gibbs. Neste apêndice será verificado se a
desconsideração das componentes correspondentes à energia mínima de
concentração e a energia química dos elementos altera qualitativamente a análise
feita.
Conforme pode ser observado na tabela 11, a soma da energia mínima de processo
e da energia livre de Gibbs para o alumínio é de 15,524 GJ/ton. Já para o cobre este
somatório corresponde a 1,212 GJ/ton.
Considerando os valores obtidos através das equações 8.8 e 8.9 ter-se-á, para os
condutores de alumínio multiplexado As Al 1kV 1 x 10 + 1 x 10 e As Al 1kV 1 x 16 +
1 x 16:
EAl10 = 15,515 kJ/g x 73,054 g = 1,133 MJ
EAl16 = 15,515 kJ/g x 106,071 g = 1,646 MJ
Para os ramais de entrada de cobre tem-se:
200
ECu4 = 1,212 kJ/g x 87,28 g = 0,106 MJ
ECu16 = 1,212 kJ/g x 295,48 g = 0,358 MJ
Para os casos dos condutores de cobre concêntricos tem-se:
ECu6 = 1,212 kJ/g x 105,58 g = 0,128 MJ
ECu10 = 1,212 kJ/g x 175,27 g = 0,212 MJ
Considerando os dados de 2001 com ramal médio de 19,02 m e a
proporção de 63,5% das ligações monofásicas com cabos de 10 mm2 e 36,5% com
cabos de 16 mm2, ambos de alumínio multiplexados obtem-se:
Ramalal = 19,02 m x ( 1,133 MJ/m x 63,5% + 1,646 MJ/m x 36,5%)
Ramalal = 25,11 MJ
Para o ramal de ligação médio composto por condutores de cobre de
bitolas de 4 mm2 e 6 mm2, na proporção de 50% cada e de comprimento de 2,9 m
tem-se:
Ramalentrada_Cu = 2,9 m x ( 0,128 MJ/m x 50% + 0,212 MJ/m x 50%)
Ramalentrada_Cu = 0,493 MJ
Considerando os dados de 2006 com ramal médio de 14,64 m e a
proporção de 63,5% das ligações monofásicas com cabos de 10 mm2 e 36,5% com
cabos de 16 mm2, ambos de cobre concêntricos obtem-se:
Ramalcu = 14,64 m x ( 0,106 MJ/m x 63,5% + 0,358 MJ/m x 36,5%)
201
Ramalcu = 2,90 MJ
Comparando o gasto energético na produção do metal primário dos
condutores de alumínio e de cobre com seus respectivos comprimentos médios em
2001 e em 2006, tem-se que em 2001 o gasto energético do conjunto ramal de
liagação e ramal de entrada era de 25,60 MJ enquanto que em 2006 este mesmo
gasto era de 2,90 MJ.
Embora o resultado qualitativo seja o mesmo considerando também os
dados de energia de concentração e energia química, em termos quantitativos, os
valores sofrem uma variação significativa.
Analisando-se a tabela 11 pode-se observar que a maior parte da energia,
para ambos os metais, encontra-se no processo de refino representando 98,75% da
energia total para o alumínio e 96,10% para o cobre.
Contudo, a disposição desta energia, quando segregada em energia
química dos elementos e energia livre de Gibbs apresentam-se diametralmente
opostas nos dois metais, causando a variação nos resultados observados.
202
ANEXO A - Exergia química dos elementos no ambiente de
referência de Szargut melhorado e atualizado
203
Continuação da tabela
204
Continuação da tabela
Fonte: Garcia (2000)
UFBA
UNIVERSIDADE FEDERAL DA BAHIA
ESCOLA POLITÉCNICA
PROGRAMA DE ENGENHARIA INDUSTRIAL - PEI
MESTRADO PROFISSIONAL EM GERENCIAMENTO E
TECNOLOGIAS
AMBIENTAIS NO PROCESSO PRODUTIVO
Rua Aristides Novis, 02, 6º andar, Federação, Salvador BA
CEP: 40.210-630
Tels: (71) 3283-9800
E-mail: [email protected]
Home page: http://www.pei.ufba.br