A energia por um fio - OpAA35

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ISSN: 2177-6504

SUCROENERGÉTICO: cana, açúcar, etanol & bioeletricidade ano 9 - numero 34 - Divisão C - jan-mar 2013

a energia por um fio

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a energia por um fio

índice

Como esse doce gramado pode ajudar a resolver o problema de energia na nação

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Mauricio Tolmasquim

Presidente da Empresa de Pesquisa Energética

Visão de Governo:

8 11

José Aníbal

Secretário de Energia do Estado de São Paulo

Hermes Chipp

Diretor-geral do ONS

Visão de Associações:

52 55 57

Zilmar José de Souza

Gerente de Bioeletricidade da Unica

Luiz Carlos Corrêa Carvalho, Caio Presidente da ABAG

Carlos Roberto Silvestrin

Vice-presidente executivo da Cogen

Produtores de Energia Limpa:

Especialistas:

Editorial:

30 31 34 36 39 42 43 46 47 50

José Goldemberg e Suani Teixeira Coelho Professor do IEE-USP e Coordenadora do Cenbio

Caetano Ulharuzo e Jorge Luís Boeira

Coordenadores de Bioetanol e de Energia da ABDI

Luiz Otávio Koblitz

Diretor-presidente da Koblitz Energia

José Geraldo Eugênio de França

Professor da Universidade de Nebraska, USA

Celso Procknor

Presidente da Procknor Engenharia

André Luiz Salgado

Presidente da Areva Renewables Brasil

Adriano José Pires Rodrigues

14 16 19 22 24 27

Ricardo José Pires de Aquino Pereira Diretor Comercial da Renuka do Brasil

Marcelo José Alves

Gerente de Energia da CSN

Evaldo Medina Fabian Diretor da GEO Energética

Geraldo Lúcio Tiago Filho

Professor da Universidade Federal da Unifei-MG

Elbia Melo

Presidente Executiva da ABEEólica

Jorge Miguel Samek

Diretor-geral brasileiro da Itaipu Binacional

Diretor Geral da CBIE

Raimundo Nonato Silton Diretor da Gasil

Afonso Henriques Moreira Santos

Professor de Eficiência Energética na UF-Itajubá

Anna Rath

Ensaio Especial

60

Mônika Bergamaschi

Secretária de Agricultura de São Paulo

Presidente e CEO da NexSteppe

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Conselho Editorial da Revista Opiniões: ISSN - International Standard Serial Number: 2177-6504 Divisão Florestal: • Amantino Ramos de Freitas • Antonio Paulo Mendes Galvão • Celso Edmundo Bochetti Foelkel • Helton Damin da Silva • João Fernando Borges • Joésio Deoclécio Pierin Siqueira • Jorge Roberto Malinovski • Luiz Ernesto George Barrichelo • Marcio Nahuz • Maria José Brito Zakia • Mario Sant'Anna Junior • Mauro Valdir Schumacher • Moacir José Sales Medrado • Nairam Félix de Barros • Nelson Barboza Leite • Paulo Yoshio Kageyama • Roosevelt de Paula Almado • Rubens Cristiano Damas Garlipp • Sebastião Renato Valverde • Walter de Paula Lima Divisão Sucroenergética: • Carlos Eduardo Cavalcanti • Eduardo Pereira de Carvalho • Evaristo Eduardo de Miranda • Jaime Finguerut • Jairo Menesis Balbo • José Geraldo Eugênio de França • Manoel Carlos de Azevedo Ortolan • Manoel Vicente Fernandes Bertone • Marcos Guimarães Andrade Landell • Marcos Silveira Bernardes • Nilson Zaramella Boeta • Paulo Adalberto Zanetti • Paulo Roberto Gallo • Plinio Mário Nastari • Raffaella Rossetto • Roberto Isao Kishinami • Tadeu Luiz Colucci de Andrade • Tomaz Caetano Cannazam Rípoli • Xico Graziano

editorial

a matriz energética e a

cogeração A sustentabilidade econômica de um país é função direta da sua capacidade de prover infraestrutura para o desenvolvimento de sua produção, com razoável previsibilidade e em condições competitivas e ambientalmente sustentáveis.

Sem um suprimento crescente de energia, não teria sido possível manter o forte desenvolvimento socioeconômico que ocorreu no Brasil nos últimos anos. A expansão significativa da capacidade de geração verificada no período é em função da recuperação da sua capacidade de planejamento e da execução de ações de forma integrada entre governo e iniciativa privada, a partir da introdução do Novo Modelo do Setor Elétrico (NMSE) em 2004. 1 É verdade que, no início do NMSE, a maior participação das outras fontes renováveis, além da hidrelétrica, contava com um contexto pouco propício: o alto custo unitário e a elevada percepção de risco, por parte de potenciais empreendedores, inibiam investimentos, o que inviabilizava escalas de fabricação aptas a tornar essas tecnologias competitivas frente às tradicionais.

No caso da bioeletricidade, a principal dificuldade para aumentar sua participação nos leilões de energia era causada principalmente pelos seguintes fatores: problemas de conexão ao sistema elétrico para entrega da energia contratada; licenciamento, por descasamento entre prazos de leilões e respostas dos órgãos responsáveis; e o reduzido prazo de outorga. Todas as questões foram devidamente equacionadas pelo governo, em comum acordo com os agentes.

Além disso, para destravar o investimento em maior capacidade de geração a partir da biomassa, foram fundamentais medidas como: a possibilidade de comercializar a energia elétrica produzida com consumidores com demanda superior ou igual a 500 kW, a redução de, no mínimo,

A geração de energia abaixo do nível contratado em leilão, ainda que justificada por quebras de safra, efeitos da crise internacional de 2008, problemas climáticos, entre outros, acaba afetando a credibilidade da garantia física associada a usinas a biomassa. " Mauricio Tolmasquim Presidente da Empresa de Pesquisa Energética – EPE

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Opiniões 50% no pagamento dos encargos por uso das redes de transmissão e distribuição, e a dispensa de licitação para obtenção da concessão, bastando, para tanto, obter a autorização.

Como resultado, foram contratados, até 2012, 113 empreendimentos de geração a biomassa com potência de 5,6 mil MW, sendo a energia média contratada de cerca de 1,5 mil MW médio (dos quais são correspondentes ao Proinfa – Programa de Incentivo as Fontes Alternativas de Energia Elétrica –, 27 empreendimentos com 685 MW de potência e cerca de 200 MW médios de energia contratada).

E o que se considera para os próximos 10 anos para a bioeletricidade?

No que tange à geração a biomassa, estima-se um potencial atual de 9,6 GW, que deverá atingir pouco mais de 17 GW em 2020. No entanto, para transformar esse potencial em realidade, mostra-se necessária a articulação entre governo e os agentes que atuam no setor, para o enfrentamento de, pelo menos, dois grandes desafios.

O primeiro desafio consiste em reforçar a credibilidade da biomassa como opção confiável e efetiva de expansão de energia elétrica, já que há usinas que não estão cumprindo seus contratos de comercialização obtidos nos leilões de energia do ambiente de contratação regulada. É importante mencionar que a biomassa é a única fonte de energia em que a garantia física do empreendimento é estabelecida com base na declaração prudente do agente 2, devendo tal declaração guardar relação com a área plantada.

A geração de energia abaixo do nível contratado em leilão, ainda que justificada por quebras de safra, efeitos da crise internacional de 2008, problemas climáticos, entre outros, acaba afetando a credibilidade da garantia física associada a usinas a biomassa, com efeitos deletérios sobre a segurança de abastecimento, um dos pilares do NMSE. No enfrentamento desse desafio em particular, podemos citar medidas que vêm sendo tomadas para garantir maiores excedentes para o Sistema Interligado Nacional - SIN, melhorando a disponibilidade de biomassa para produção de energia elétrica.Pelo lado do governo, as iniciativas visam fomentar a renovação e a modernização das instalações de cogeração, de maneira a aumentar a eficiência de conversão da energia da biomassa e gerar excedentes para o SIN. Além disso, a atual legislação ambiental regulamentou prazos para a mecanização da colheita de cana-de-açúcar, o que tornará possível disponibilizar essa biomassa residual para o aproveitamento energético.

Pelo lado dos agentes, o adequado gerenciamento das questões ambientais relacionadas à bioeletricidade tende a aumentar a aceitabilidade dessa fonte. De fato, os aperfeiçoamentos introduzidos na atividade agrícola, como o impedimento à queima das palhas e pontas no campo e a melhoria no tratamento das questões sociais, têm resultado em visíveis benefícios para a disponibilização dessa biomassa para produção de energia.

O segundo desafio está na competitividade relativa da biomassa. Ainda que sejam consideradas as externalidades positivas da bioeletricidade na matriz elétrica nos estudos de planejamento, é necessário, em um esforço conjunto de todos os atores do setor, ir em direção à solução dos problemas que envolvem os seguintes itens: o custo de investimento em modernização das plantas antigas (incluindo os custos de conexão à rede básica), as condições de financiamento e a tributação diferenciada em relação a outras fontes.

Na questão do custo de investimento, há que se separar a situação das usinas antigas daquela observada nas atuais biorrefinarias. Para os projetos greenfield, a cogeração faz parte do investimento total, elevando a taxa interna de retorno do empreendimento. No caso das usinas antigas, desenhadas para minimizar a produção de bagaço, é necessário um investimento mais significativo (custo do retrofit), especialmente para usinas que processam mais de 3 Mt de cana-de-açúcar por ano.

Em termos de financiamento, o Bndes tem buscado políticas de financiamento para estimular o investimento em sistemas mais eficientes de cogeração. De acordo com as condições atuais de financiamento, projetos de cogeração de energia que utilizem caldeira de biomassa com pressão igual ou superior a 60 bar poderão obter um patamar de até 90% dos itens financiáveis. A eficientização das plantas antigas levaria ao atendimento de suas necessidades energéticas e, ao mesmo tempo, possibilitaria gerar excedentes de energia elétrica para serem comercializados, permitindo a diversificação das fontes de receita e a garantia de um fluxo de caixa estável.

Em relação à tributação, a desvantagem competitiva dos projetos a biomassa em relação aos projetos eólicos não seria, por si só, capaz de explicar a grande diferença dos preços médios entre as duas fontes nos leilões de energia. No entanto é inegável que o problema de acúmulo de créditos do ICMS acaba afetando a rentabilidade final dos projetos a biomassa e pode significar uma desvantagem competitiva em relação a projetos que contam com mecanismos tributários mais favoráveis.

De todo modo, a solução da questão tributária deve ser encontrada no âmbito apropriado.

Em suma, a bioeletricidade tem potencial, principalmente aquela advinda da cana-de-açúcar, de se consolidar como uma das fontes mais importantes na matriz elétrica nacional, trazendo, com isso, benefícios à operação do sistema.

Para tanto, é fundamental que a bioeletricidade participe com credibilidade e mais competitividade na expansão do setor elétrico brasileiro, em conformidade com a política nacional de priorização da participação das fontes renováveis, visando atender ao respectivo crescimento do consumo de energia elétrica. O correto enfrentamento das questões citadas significará melhores perspectivas da geração a biomassa, possibilitando o aproveitamento do significativo potencial que essa fonte possui em nosso país.

1. Mais detalhes das medidas, bem como análise dos seus efeitos, podem ser obtidos no meu livro Novo modelo do setor elétrico, editora Synergia, 2011.

2. Conforme Artigo 4° da Portaria MME n° 258, a EPE poderá recalcular periodicamente essa garantia física, considerando o percentual da energia efetivamente gerada em relação à disponibilidade de energia declarada, bem como as demais informações fornecidas pelos agentes. Em decorrência de alteração de potência instalada, a revisão da garantia física dessas usinas segue metodologia da Portaria MME n° 484, de 24 de agosto de 2012.

Adicionalmente, está em análise, pela diretoria da ANEEL, minuta de resolução que estabelece critérios para o cálculo da garantia física apurada da usina eolioelétrica e termelétrica inflexível com Custo Variável Unitário - CVU nulo, conectadas ao SIN.

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visão do governo

Opiniões

a Itaipu de cana O acalorado debate sobre os rumos do setor energético, travado entre o Governo Federal e a oposição, dominou o noticiário econômico durante os últimos meses. Não tinha como ser diferente. Com a sucessão de notícias desagradáveis, da ameaça de desabastecimento de energia ao balanço desastroso divulgado pela Petrobras, ficou evidente que o planejamento do governo para o setor falhou em questões decisivas, gerando riscos e incertezas.

A indústria da cana, talvez a mais penalizada pela falta de planejamento do Governo Federal, amarga, nos últimos anos, uma série de resultados ruins. Para se ter uma ideia, a produção de etanol de cana cresceu 29% no Brasil nos últimos cinco anos, enquanto, nos EUA, o etanol de milho saltou 185% no mesmo período. No começo da década passada, os EUA produziam pouco mais que a metade do Brasil. Em 2011, a produção americana já era 2,3 vezes maior do que a brasileira.

Enquanto lá a produção foi alavancada por estímulos do governo, que se comprometeu, por lei, a comprar etanol com preço fixado até 2022, aqui, o governo congelou o preço da gasolina por oito anos, acabando com as condições concorrenciais que sempre fizeram do etanol um bom negócio para o consumidor. Na prática, o governo desestimulou o negócio. O consumo, a produção e os investimentos recuaram. A indústria da cana, que responde por 2,5% do PIB e emprega 300 mil trabalhadores só em São Paulo, entrou em crise.

"

Mesmo capaz de agregar ao sistema interligado toda a produção atual somada das térmicas movidas a derivados de petróleo, a geração a biomassa de cana tem, atualmente, apenas um projeto sendo financiado pelo Bndes. " José Aníbal Secretário de Energia do Estado de São Paulo

Mas o etanol não foi o único elo negligenciado da cadeia. No setor elétrico, o risco de desabastecimento por causa do baixo nível dos reservatórios hidrelétricos fez com que 100% das usinas térmicas movidas a derivados de petróleo fossem acionadas, o que é insustentável. Além de poluente, a energia é cara, devido à impossibilidade de expandir a geração sem embutir na tarifa os custos de importação dos insumos. Ao mesmo tempo, as linhas de transmissão para conectar parques eólicos ao sistema integrado estão atrasadas.

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Em qualquer outro lugar do mundo, tanto no caso dos combustíveis automotivos, cujo prejuízo com importação atingiu US$ 33 bilhões nos últimos dois anos, como no caso da oferta de energia no período de seca, que demanda expansão do suprimento num prazo curto, com diversificação da matriz e redução de custos, as bioenergias de cana seriam parte central da solução. Por que não no Brasil? Porque faltam regras de mercado adequadas e uma política de longo prazo que dê previsibilidade e segurança aos investidores.

Uma usina de cana gera um quilowatt pela metade do preço das térmicas movidas a combustíveis fósseis. O tempo de implantação chega a ser cinco vezes inferior. O retorno do capital investido é de cerca de seis anos, metade do tempo, por exemplo, de retorno dos investimentos industriais. Os custos com transmissão são exponencialmente menores e mais ágeis. E a produção ocorre no período seco, garantindo segurança energética com modicidade tarifária e impacto ambiental próximo a zero.

Estamos falando de um resíduo industrial abundante e renovável, sem custos logísticos ou de transportes, disponível no coração da demanda, justo no período de seca nas hidrelétricas. Mesmo com a produção limitada, a energia da cana poupou 5% da água dos reservatórios durante a seca em 2011. Até 2020, 14 mil MW poderiam ser agregados, o equivalente a uma Itaipu. Como 90% desse potencial estão nas regiões Sudeste e Centro-Oeste, centro de carga do sistema interligado nacional (SIN), a conta com o combustível

visão do governo necessário ao acionamento das térmicas fósseis cairia, neutralizando oscilações bruscas na tarifa. Mas basta observar as ações do Governo Federal para se entender por que a contribuição do setor sucroenergético segue aquém do desejável. Sem alterar efetivamente o preço da gasolina, que prejudica o desempenho do etanol, o setor não reagirá com a pujança esperada. A rigidez do modelo de leilões, que não diferencia por fonte os ofertantes de energia, faz com que alternativas complementares concorram entre si. Com leilões por fonte, a diversificação da matriz seria mais intensa, atenuando os riscos de variações conjunturais.

Para piorar, a carteira de financiamentos do Bndes para o setor revela muito do mau momento enfrentado. Todas as 440 usinas de cana do Brasil geram energia, mas apenas 90 vendem o excedente à rede. Mesmo capaz de agregar ao sistema interligado toda a produção atual somada das térmicas movidas a derivados de petróleo, a geração a biomassa de cana tem, atualmente, apenas um projeto sendo financiado pelo Bndes. Somente a título de comparação, o banco estatal financiou 63 projetos de eólica em 2012.

Se não bastasse, a desaceleração da indústria da cana por falta de uma política setorial bem delineada arrasta consigo uma das áreas mais sensíveis e estratégicas da economia nacional: a inovação tecnológica e o desenvolvimento de soluções em bioenergias. Projetos como o da gaseificação da vinhaça, do bagaço e da palha da cana em escala comercial, do desenvolvimento de biocombustíveis para aviação comercial, de biopolímeros e do etanol de segunda geração, feito a partir da recuperação energética da celulose existente no bagaço, podem perder o fôlego.

A demanda mundial por energia crescerá 40% até 2035.

No Brasil, segundo o Plano Decenal de Energia, a expansão da demanda deve ocorrer em ritmo ainda mais acelerado: 4,8% ao ano, até 2021. Como nos encontramos diante desses desafios? Com o suprimento de energia próximo à demanda, cada vez mais dependentes da importação de combustíveis fósseis no mercado internacional (tanto para o abastecimento veicular quanto para a geração de energia térmica), a Petrobras no vermelho, o setor sucroenergético deprimido e os investimentos em geração e transmissão atrasados. O governo de São Paulo tem feito a sua parte. Em 2012, foi aprovado o Plano Paulista de Energia (PPE), que prevê o aumento da participação das energias renováveis dos atuais 55% para 69% da matriz energética. O bom desempenho do setor sucroenergético será fundamental para atingirmos a meta. Por isso desoneramos toda a cadeia de máquinas e implementos para a bioeletricidade de cana, bem como passamos a restituir integralmente os créditos de ICMS para bens de capital adquiridos no estado. O mesmo foi feito em relação à energia eólica. Porém, como apenas o Governo Federal responde pelo planejamento energético e pela regulação, além de controlar empresas estruturais para a política energética, como a Petrobras, a Eletrobras e Furnas, entre outras, os esforços dos estados da federação, dos produtores e das entidades setoriais têm alcance limitado. Num momento de crescimento econômico baixo e inflação alta, uma política energética agressiva, focada na competitividade da oferta de energéticos e voltada à expansão das renováveis daria um novo alento ao setor produtivo, gerando emprego, renda e desenvolvimento. Recursos energéticos para isso não nos faltam.

Opiniões

a importância da

diversificação Em dezembro de 2012, a participação das usinas hidroelétricas na matriz de energia elétrica brasileira era de aproximadamente 78%; as usinas térmicas (carvão, gás natural, óleo, nuclear e biomassa) respondiam por cerca de 20%, e as eólicas, apenas 2%. A matriz de energia elétrica é expandida, na sua maior parcela, por meio dos leilões públicos de energia nova para o Ambiente de Contratação Regulada ACR, reaIizados pelo Ministério de Minas e Energia - MME, a ser contratada ao menor preço por todas as distribuidoras que declaram os montantes necessários de nova oferta para o atendimento do consumo de seus clientes cativos.

O governo também pode fazer leilões de energia de reserva, ou seja, independentemente das necessidades declaradas pelas empresas distribuidoras. Os leilões de energia de reserva estão baseados, em geral, na geração eólica e na biomassa de bagaço de cana-de-açúcar.

No contexto desse processo, nos próximos cinco anos, até 2017, a participação da geração térmica deverá evoluir para algo em torno de 31.000 MW, o que representará 22% da nossa capacidade instalada, já contratada na forma de leilões de energia nova. A realização, nos próximos anos, de outros leilões de energia nova (chamados de leilões A-3, realizados com três anos de antecedência em relação à entrada em operação) ainda poderá aumentar essa participação até 2017.

"

Diversificar a matriz é muito importante para o País. É uma diretriz que irá permitir preparar a indústria de energia elétrica para o dia em que nosso potencial hidrelétrico esteja todo aproveitado. "

Hermes Chipp Diretor-geral do ONS

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visão do governo No horizonte 2013/2017, o destaque é o crescimento da participação das usinas eólicas, que atingirão o montante de cerca de 8.300 MW, o que representará um aumento de aproximadamente 325%, representando 5,7% da nossa matriz de energia elétrica. Historicamente, nossa matriz sempre teve predominância da hidroeletricidade e, em razão do regime altamente sazonal dos nossos rios, com abundância de água em cada estação chuvosa (entre novembro e abril) e recessão em cada estação seca (entre maio e outubro), foram construídos importantes reservatórios de acumulação plurianual de água, justamente para compensar essa diferença de períodos das chuvas. Assim, a água guardada no período chuvoso vira energia na estação seca, podendo, inclusive, ser utilizada nos anos seguintes. Merece destaque também a complementaridade hidrológica entre as regiões do País, razão pela qual as extensas linhas de transmissão – hoje em torno de 100.000 km em tensão igual ou superior a 230 kV, conhecida como Rede Básica do Sistema Interligado Nacional (SIN) – cumprem importante função de firmar energia no sistema, como se fossem usinas virtuais. Essa característica peculiar do SIN permite, inclusive, a postergação de investimentos em nova geração de energia, o que não seria possível sem um sistema de transmissão que interconectasse todo o território nacional e sem a atuação de uma organização como o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), que coordenasse o despacho hidrotérmico buscando o atendimento à demanda ao menor custo com confiabilidade.

Já nas últimas décadas, as exigências ambientais para a construção de novos reservatórios de acumulação tornaram praticamente inviável a construção de usinas hidrelétricas de regularização. Com isso, a maioria das novas usinas passou a ser o que se conhece por usina "a fio d'água", ou seja, só geram energia elétrica com a água que chega, não podendo estocar os excedentes na estação chuvosa, gerando menos na estação seca.

Esse novo paradigma da matriz brasileira exigiu (e exigirá) a construção das chamadas fontes complementares, ou seja, aquelas que compensam a baixa geração hidrelétrica nas estações secas, tais como as usinas a biomassa, que geram na safra da cana-de-açúcar, entre maio e outubro, as usinas eólicas, que apresentam maior disponibilidade de ventos na estação seca, e as usinas térmicas convencionais

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Opiniões (gás natural, nuclear, carvão e óleo), que, em princípio, mantidas as condições de logística de entrega e disponibilidade do combustível, apresentam uma boa previsibilidade de operação e, dependendo do montante instalado, representam um "seguro" importante para o SIN em condições de secas mais severas. Esse é o grande trade-off que a sociedade brasileira terá de enfrentar: ou se decide pela construção de reservatórios de acumulação de água, mesmo com menor capacidade de acumulação do que aqueles construídos em décadas passadas, para se precaver de secas severas, ou serão necessariamente construídas novas usinas térmicas, para não ficarmos tão dependente das estações chuvosas e, com isso, reenchermos nossos reservatórios de acumulação, para que possamos garantir o atendimento à demanda, mesmo nas condições hidrológicas não favoráveis em períodos úmidos.

Com o objetivo de viabilizar a agregação de fontes térmicas convencionais, torna-se necessário, em função da localidade e da disponibilidade dos recursos naturais, promover leilões regionais por fontes. Dessa forma, seria equacionada a questão de diferentes riscos hidrológicos regionais, como é o caso da região Sul, e reduzida a extensão da rede de transmissão.

Logicamente, as usinas eólicas e, futuramente, as solares são alternativas bastante interessantes para diversificar nossa matriz de produção, mas são fontes intermitentes, ou seja, em algum momento, deixa de ventar ou o sol não é suficiente para manter a geração instalada. Nesses momentos, outros recursos têm de estar prontamente disponíveis para que os consumidores de energia sejam plenamente atendidos, o que conduz à implantação de usinas termelétricas convencionais.

Hoje, esse é um dos maiores desafios do setor elétrico brasileiro. Como conviver com as fontes intermitentes quando elas atingirem participação significativa na nossa matriz de produção?

Vemos duas alternativas: ou instalamos usinas térmicas a óleo para imediatamente serem acionadas (usinas de backup), e, assim mesmo, alguma parcela já deveria ficar ligada como reserva girante, que é uma geração que pode ser instantaneamente utilizada, ou deixamos essa reserva por conta de usinas hidráulicas, bem mais rápidas para o aumento instantâneo de sua geração, desde que tenhamos água suficiente para que essa oferta maior seja atingida, ou seja, é fundamental que as novas hidrelétricas tenham reservatórios de acumulação. Para energias renováveis não convencionais, entendemos por pertinente a busca da expansão que leve em conta o mínimo custo global, observando conjuntamente as opções de geração e os investimentos associados em transmissão. Esse aspecto da transmissão seria identificado com antecedência, alocando-se preferencialmente a geração nas localidades em que menos se necessitaria da expansão das redes de transmissão e distribuição.

Diversificar a matriz é muito importante para o País. É uma diretriz que irá permitir preparar a indústria de energia elétrica para o dia em que nosso potencial hidrelétrico esteja todo aproveitado (só exploramos, até hoje, cerca de 30% do economicamente aproveitável). Portanto todas as fontes de energia serão sempre bem-vindas, mas a equação de responsabilidade ambiental tem um custo para a sociedade, e, em última instância, caberá a ela eleger a solução que irá pautar o desenvolvimento econômico do País de forma sustentável, contribuindo para a modicidade tarifária e reduzindo as desigualdades sociais.

Biomassa: energia limpa e renovรกvel ajudando a construir um mundo sustentรกvel.

a energia do bagaço da cana

bioeletricidade

"

As botinas já estão levando um pouco de barro para as salas de espera da ANEEL, CCEE, ONS, EPE, MME e outras tantas siglas que eram desconhecidas há poucos anos. "

Ricardo José Pires de Aquino Pereira Diretor Comercial da Renuka do Brasil

Já se passaram quase quarenta anos desde o tempo em que se podia chamar a cana apenas “de-açúcar”. A crise do petróleo nos anos 1970 marcou o início da diversificação, convertendo a sacarose da planta no etanol que iria garantir e baratear o abastecimento dos veículos, reduzindo ainda a poluição. Em seguida, na abertura do novo milênio, um apagão de energia veio recolher o bagaço que sobrava das moendas, para energizar as redes de transmissão com a bioeletricidade. Os anos seguintes iriam mostrar a confiabilidade e o potencial da nova fonte renovável, até que o governo se convencesse e começasse a valorizá-la

Heuzeães Pres SIF

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adequadamente, com o Proinfa, em 2004, e o Primeiro Leilão de Energia Nova, no ano seguinte. Desde então, a bioeletricidade marchou com passos firmes, até se estabelecer com 7% da capacidade instalada de geração de energia elétrica no Brasil. Qual a razão de tamanho sucesso?

A maior área de cultivo da cana no País coincide com a região de maior consumo de energia, abrangendo os estados de São Paulo, Paraná, Minas Gerais, Mato Grosso de Sul e Goiás. Assim, a conexão de um novo empreendimento de biomassa, na maioria das vezes, exige apenas reforço das instalações existentes, reduzindo os impactos

Opiniões ambientais e os vultosos investimentos em transmissão requerido pelas hidrelétricas e eólicas, colocadas pela natureza normalmente a centenas de quilômetros dos centros urbanos e industriais. Outra vantagem da bioeletricidade ocorre pela disponibilidade do seu combustível, bastante previsível e oportuna, pois a colheita e o processamento da cana são feitos sempre no período de estiagem, de abril a novembro, quando os recursos hídricos mais precisam ser poupados. E, ainda, com relação ao meio ambiente, a cogeração a partir de bagaço não aumenta a concentração de gás carbônico na atmosfera como fazem as termelétricas, nem agride vastas regiões de áreas nativas verdes, impacto comum dos grandes reservatórios.

Entretanto observa-se que a oferta de empreendimentos bioelétricos se reduziu muito nos anos recentes. Em 2008, as usinas venderam quase 550 MW médios em leilão organizado pelo governo, mas a soma das vendas, até hoje, em todos os certames oficiais seguintes, mal ultrapassam a metade desse valor. O que aconteceu?

O setor sucroalcooleiro sofreu três grandes choques entre 2008 e 2011: súbita retração de recursos, em momento de plena expansão, por causa da crise financeira mundial, queda de produtividade sem precedentes causada pela aceleração da mecanização da colheita e problemas operacionais causados por um clima errático, que alternava seca prolongada, excesso de chuva e até geadas. As empresas se descapitalizaram e ainda se viram diante do desafio de reformar e ampliar seus canaviais, para recuperar a produtividade e reduzir a ociosidade do parque industrial.

O foco de investimento voltou-se à atividade agrícola, não sobrando muito para a cogeração. Paralelamente, aquela mesma crise financeira trouxe equipamentos eólicos a preços muito competitivos, graças à forte redução da atividade econômica nos países desenvolvidos. Impulsionado ainda por benesses governamentais e boas previsões de aproveitamento do vento, a eletricidade eólica ocupou momentaneamente o espaço da bioeletricidade na matriz energética. Mas isso parece estar prestes a mudar.

O ano de 2013 certamente representará um momento de inflexão no setor elétrico e também no setor sucroalcooleiro. Logo de início, o governo está lançando mão de medidas drásticas para reduzir o custo da eletricidade, depois de ter atravessado o ano de 2012 queimando óleo nas termelétricas.

O maior PLD médio anual da história evidenciou a alta sensibilidade do custo da matriz energética em relação à escassez de chuvas. Seguramente, o projeto de crescimento da oferta de energia elétrica deverá se basear em empreendimentos de custo variável menor. A cana, por sua vez, acabou oferecendo uma safra, em 2012, significativamente maior que a anterior, quase 8%, e a previsão da safra de 2013 promete um incremento ainda mais alto, de quase 10%. Preservadas condições razoáveis no clima e na economia, as usinas devem começar a reduzir o endividamento, aumentar a rentabilidade e voltar a buscar oportunidades de crescimento. Observa-se aí, então, um casamento óbvio de necessidades e oportunidades.

A bioeletricidade tem um potencial enorme a oferecer.

Projeções indicam uma geração equivalente a três usinas Belo Monte por meio da modernização do parque instalado e da colheita mecanizada recolhendo a palha. Trata-se da folhagem da cana, que, anteriormente, era queimada ou deixada no solo das fazendas, mas que vem sendo trazida do campo por um número crescente de usinas. E, além dessa, muitas outras ideias podem aumentar ainda mais a oferta de energia, se forem bem nutridas como, por exemplo, o consumo de cavaco de madeira e outras biomassas para geração adicional na entressafra.

As usinas estão fortalecendo sua estrutura, não apenas na área técnica, mas também no campo regulatório e comercial. Isso vem sendo feito através do treinamento de profissionais próprios, recrutamento de novos colaboradores e contratação de consultorias. As botinas já estão levando um pouco de barro para as salas de espera da ANEEL, CCEE, ONS, EPE, MME e outras tantas siglas que eram desconhecidas há poucos anos.

A retomada depende agora de um ambiente institucional favorável, com linhas de crédito acessíveis e leilões que valorizem as vantagens dessa fonte em termos ambientais, geográficos e sociais. Sim, o aspecto social precisa ser levado em conta, principalmente em um ambiente de desaceleração econômica: o bagaço da cana gera cinco vezes mais empregos diretos e indiretos que o óleo combustível e de forma muito mais pulverizada pelo interior do País.

Finalmente, é imprescindível uma política de longo prazo para incentivar o etanol, com a qual o crescimento da bioeletricidade será potencializado, mantendo o Brasil na dianteira das energias renováveis.

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a energia do gás de alto forno

Opiniões

cogeração: instrumento de mitigação de déficit A predominância hidráulica na matriz elétrica brasileira faz com que o País esteja sempre vulnerável em relação à disponibilidade de oferta de energia. Ainda que a presença de outras fontes na matriz venha crescendo de forma gradual nos últimos anos, mantém-se o risco de oferta menor que a demanda na medida em que o consumo aumenta acompanhando o crescimento econômico.

O risco de eventuais reduções pontuais na oferta de energia elétrica reside, por exemplo, na dependência da regularidade dos períodos de chuva nos locais necessários ao seu armazenamento na forma de energia potencial.

Em determinados momentos, é possível compensar essas reduções pontuais na oferta da energia de hidrelétricas pela geração por outras fontes, como as usinas térmicas a gás natural, carvão, dentre outras. Mas nem sempre isso ocorre na medida necessária.

Tomemos, como exemplo, o episódio de racionamento entre os anos de 2001 e 2002, quando a redução da oferta de geração por usinas hidrelétricas, sobretudo na região Sudeste e Centro-Oeste, não pôde ser compensada na totalidade da demanda por outras fontes de geração, devido a problemas estruturais identificados naquela ocasião. Diante desse histórico, o mercado de energia elétrica iniciou o ano de 2013 com certo grau de preocupação.

O atraso do início das chuvas somado a uma não confirmação do volume de água necessário para manutenção do nível dos reservatórios, nas primeiras semanas do período chuvoso, fez com que boa parte do parque térmico para geração de energia fosse acionada.

Ocorre que, mesmo estando diante de um quadro estrutural mais robusto em relação àquele verificado no biênio 2001-2002, é de conhecimento dos técnicos do

Estratégias bem-sucedidas, que visam à redução de custos e da dependência da rede externa de energia, podem ser verificadas em diversos segmentos da indústria, como celulose e papel, siderurgia e cimentos, onde os gases residuais e o calor de processo estão se transformando em verdadeiras fontes de recursos. " Marcelo José Alves Gerente de Energia da CSN - Companhia Siderúrgica Nacional

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setor elétrico que a capacidade instalada dos parques térmicos não faz frente a uma redução muito acentuada da oferta proveniente das usinas hidrelétricas.

Nessas circunstâncias, a decretação, pelo governo, da redução de cotas de consumo a toda a sociedade torna-se mais possível.

O crescimento do Produto Interno Bruto (PIB), em torno de 1%, verificado em 2012, também pode ser considerado um importante atenuador de um potencial aumento de risco de racionamento entre os anos de 2013 e 2014. Com a diminuição desse risco já observada na primeira semana de fevereiro de 2013, a partir do aumento dos níveis dos reservatórios das usinas, o que fica é a conta a ser paga por todos os consumidores de energia elétrica, devido ao acionamento das usinas térmicas, de forma emergencial, nos últimos meses.

Mesmo o Brasil possuindo um sistema com capacidade instalada suficiente para atender, com certa folga, à demanda de energia do mercado brasileiro, há de se observar que "capacidade instalada" não é sinônimo de "energia assegurada", ainda mais quando a maior parte dessa energia depende de fatores exógenos, como a disponibilidade de água, principalmente nos reservatórios das grandes usinas, além da comprovação do regime dos ventos que giram as pás das turbinas eólicas.

a energia do gás de alto forno Não se trata, portanto, de questionar o modelo de planejamento do setor elétrico, uma vez que a geração de energia por meio de recursos renováveis, como hidrelétricas e parques eólicos, coloca o Brasil em posição de destaque no cenário internacional. O País ainda possui um potencial exploratório representativo e a custos bastante competitivos dessas fontes. No entanto priorizar a diversificação da matriz elétrica torna-se necessário, ainda mais quando observamos episódios como o ocorrido no início do ano.

Se, por um lado, o consumidor de energia elétrica foi obrigado a pagar por uma energia não consumida, no racionamento de 2001 e 2002, de forma a assegurar o equilíbrio econômico e financeiro das empresas de distribuição e geração, por outro, o mesmo consumidor agora tem a responsabilidade pelo pagamento de encargos vinculados a geração de energia que visam assegurar, até certo ponto, o atendimento da demanda do sistema, em substituição à energia não gerada pelas hidrelétricas.

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Opiniões O Ministério de Minas e Energia (MME) e a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) poderiam repensar o modelo de contratação de energia, a partir da introdução de leilões específicos, por fonte, de forma a reduzir a relação entre capacidade instalada dessas fontes e sua energia firme, considerando que o termo “modicidade tarifária” deveria também observar um custo pela garantia do fornecimento.

Os novos projetos de usinas hidrelétricas com capacidade de acumulação reduzida em seus reservatórios bem como o aumento expressivo da participação dos parques eólicos podem contribuir para o aumento do risco do déficit futuro. Basta observarmos a relação entre a capacidade instalada de algumas usinas hidrelétricas e sua energia assegurada, além da energia efetivamente entregue pelas usinas eólicas, desde o advento do Programa de Incentivos a Fontes Alternativas de Energia (Proinfa).

Nesse sentido, sistemas de geração de energia provenientes da queima de combustíveis fósseis ou renováveis, como carvão, gás natural e biomassa, além de sistema de cogeração, voltam a fazer parte das discussões de cenários no mercado de energia e grandes indústrias, como sendo uma alternativa para a redução de riscos, pela falta de oferta proveniente das fontes convencionais e também para minimizar potenciais impactos na conta de energia, quando se trata de previsibilidade de custos.

Estratégias bem-sucedidas, que visam à redução de custos e da dependência da rede externa de energia, podem ser verificadas em diversos segmentos da indústria, como na indústria de celulose e papel, siderurgia e cimentos, onde os gases residuais e o calor de processo antes não aproveitados, estão se transformando em verdadeiras fontes de recursos.

A Companhia Siderúrgica Nacional (CSN) é um exemplo típico de empresa com essa estratégia de aproveitamento. Em 2000, implantou sua Central Termelétrica de Energia, que tem como combustível os gases residuais do processo de produção do aço. O vapor e a energia elétrica gerada pela central garantem à CSN maior estabilidade para a operação da Usina Presidente Vargas (UPV), além de uma maior flexibilidade para recompor sua matriz de energia elétrica nos episódios de falta de oferta de energia no mercado.

Se, por um lado, temos a indústria eletrointensiva em consumo de energia, com uma diversificada oferta de tecnologia capaz de transformar o que antes era resíduo em energia, por outro, temos a indústria sucroalcooleira com potencial para aumentar sua disponibilidade de geração de energia, por meio de modernização do seu processo produtivo e desenvolvimento de novas tecnologias de plantio que elevem a produtividade da biomassa.

Uma eventual reavaliação, pelo governo, do atual modelo de leilões, a partir da contratação por fontes específicas, como biomassa, pode representar melhores oportunidades de ganho ao investidor e a toda a cadeia produtiva de máquinas e equipamentos voltados à termoeletricidade. Por sua vez, o investidor desse tipo de fonte de geração deverá promover melhorias em seus processos, de forma a garantir uma melhor distribuição da geração de energia, ao longo de todo o ano, contribuindo, dessa forma, para uma estabilidade maior para todo o sistema elétrico brasileiro.

a energia do gás de detritos agrícolas

Opiniões

energia verde: a opção sustentável que vem do campo Estudos da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), do Ministério de Minas e Energia, revelam que, nos próximos anos, o consumo de energia no Brasil crescerá na média anual de 4,7%, acompanhando as taxas projetadas de crescimento econômico do País. Em 2012, o consumo total de energia no Brasil alcançou a marca de 448.292 GWh. Então, confirmando-se a projeção da EPE, chegaremos a 2021 com um consumo anual de 677.768 GWh de energia no Brasil. E a pergunta que todos se fazem hoje é: teremos geração para tudo isso? Segundo o EPE, até 2012, a capacidade instalada no Sistema Interligado Nacional deverá crescer 56%.

O conjunto das fontes renováveis de energia no País aumentará acima da demanda, a uma taxa média de 5,1% ao ano. Nesse período, a fonte eólica deverá ter o maior crescimento, chegando a 16 mil MW de capacidade instalada e ultrapassando a capacidade de geração da biomassa, que será de 13 mil MW. Já a geração hidrelétrica deverá ter um acréscimo de 31,7 mil MW. Observa-se que a geração hidrelétrica continuará sendo a principal opção brasileira para fazer frente ao aumento do consumo de energia no País, a despeito dos fortes impactos ambientais, da dependência dos ciclos da chuva e dos elevados custos de transmissão até os centros consumidores.

Mesmo assim, ela já não será suficiente. Segundo declarou recentemente o secretário de Planejamento do Ministério de Minas e Energia, Altino Ventura, as hidrelétricas não dão conta de atender à demanda. "Precisamos buscar termelétricas baratas para fazer com que gerem o tempo todo, como as hidrelétricas", afirmou o secretário em entrevista ao jornal Folha de S.Paulo, do último dia 12 de fevereiro.

Isso posto, cabe um questionamento. Se as fontes renováveis projetam um crescimento de 5,1% ao ano, superando a taxa de aumento da demanda, por que o Governo Federal prioriza as termelétricas como segunda fonte da matriz energética nacional? Sabe-se que a energia das usinas térmicas é mais suja e poluente que a das hidrelétricas, especialmente as movidas a carvão mineral. Ambientalistas alertam que os prejuízos causados ao meio ambiente pela ampliação da geração de energia por meio de hidrelétricas e termelétricas poderão comprometer o plano de mitigação e adaptação do setor de energia às mudanças do clima, conforme estabelecido no Decreto 7.390/10. A meta para o setor energético é de não ultrapassar o patamar de 680 milhões de toneladas de CO2 de emissões absolutas até o final de 2020. E surge mais uma dúvida: conseguiremos alcançar essa meta priorizando as termelétricas?

"

Confirmando-se a projeção da EPE, chegaremos a 2021 com um consumo anual de 677.768 GWh de energia no Brasil.

E a pergunta que todos se fazem hoje é: teremos geração para tudo isso? "

Evaldo Medina Fabian Diretor da GEO Energética

Diante das dúvidas que se avolumam, queremos chamar a atenção para uma importante alternativa que, neste momento, começa a ser percebida pelo Governo Federal: a geração de energia limpa a partir da biodigestão e tratamento dos resíduos da agroindústria brasileira, em especial do setor sucroenergético. As projeções da EPE indicam que, dentre as principais fontes renováveis que ganharão espaço na geração de energia no Brasil até 2021,

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a energia do gás de detritos agrícolas os derivados da cana-de-açúcar (incluindo o etanol) terão um crescimento médio anual de 8,1%. Esse crescimento poderá ser muito mais expressivo se não olharmos somente para o etanol e para a cogeração proveniente da queima da palha e do bagaço. O Brasil já dispõe de tecnologia instalada para transformar todos os resíduos da cana-de-açúcar em energia limpa.

O Brasil produz, anualmente, cerca de 450 milhões de toneladas de resíduos de cana-de-açúcar, que ainda são subutilizados. Não há outro país no mundo que se equipare ao Brasil no que diz respeito ao potencial para geração de energia a partir de resíduos da cana-de-açúcar.

Por suas condições naturais, suas vastas plantações de cana, suas mais de 400 usinas de açúcar e etanol e, certamente, devido aos avanços técnicos e tecnológicos relacionados ao setor sucroenergético, o Brasil é o único país do globo onde a totalidade dos resíduos da cana-de-açúcar pode gerar energia equivalente à produzida pela Usina Hidrelétrica de Itaipu.

Sim, isso já faz parte da realidade brasileira, e é nesse sentido que acreditamos que o Brasil venha a se tornar para o mundo uma referência em geração de energia limpa, verde e renovável. Longe de ser a única solução para qualquer crise energética do País, o processamento dos resíduos da cana para produção de biogás e posterior geração de energia elétrica é, certamente, uma alternativa que tende a ter grande impacto para o setor energético.

Tomando como base o processo natural da biodigestão, pesquisadores brasileiros de diversas áreas do conhecimento uniram suas competências e, após uma década de trabalho, conseguiram atingir a escala comercial de produção de biogás a partir desses resíduos. Por meio de um processo 100% limpo, já é possível produzir energia 100% verde, sem o uso de terras e matérias-primas nobres, mas onde a terra já foi trabalhada e com os resíduos da produção de açúcar e álcool.

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Opiniões

A evolução natural, que está em curso, é a conversão do biogás resultante dessa biodigestão controlada em Biometano e o uso desse Gás Natural Verde na substituição do óleo diesel de toda a frota das usinas, utilizando a plataforma de motores já produzidos em série, tanto nos Estados Unidos como na Europa.

Quando essa meta for atingida, o etanol produzido por tais usinas alcançará uma redução de 95% na emissão de gases do efeito estufa frente a um combustível fóssil, tornando-se, assim, o primeiro combustível líquido carbono neutro, conforme comprovaram estudos do Centro Nacional de Referência em Biomassa (CenBio), da USP, sobre o uso de biometano como combustível.

Como se pode notar, o potencial do setor sucroenergético na produção de energia verde vai além do etanol e da cogeração, podendo ser estendido para toda a agroindústria, na medida em que avançarem as pesquisas sobre a biodigestão controlada de seus resíduos – resíduos estes que, para essa nova indústria que surge, a indústria da biomassa, são importantes matérias-primas.

Ainda timidamente, se compararmos com outras fontes energéticas, o governo brasileiro começa a demonstrar reconhecimento desse potencial por meio do lançamento de programas de incentivo ao desenvolvimento científico e tecnológico na área de produção de biogás. Exemplo disso é o P&D 014/2012 da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), que prevê o investimento de R$ 476 milhões, nos próximos três anos, na instalação de 33,7 MW em usinas de geração de energia elétrica a partir do biogás de resíduos e efluentes líquidos.

O governo começa a se dar conta do retorno e do impacto a curto, médio e longo prazos do investimento nas energias verdes. É preciso que o setor produtivo também se dê conta disso e some esforços para que todos façam frente à necessidade crescente de energia em nosso país.

a energia das pequenas centrais hidrelétricas

PCH:o desafio nacional Diferente de alguns anos atrás, quando a inserção das energias renováveis incentivadas na matriz elétrica nacional era representada quase exclusivamente pelas pequenas centrais hidrelétricas - PCH, hoje, essa fonte de energia passa por maus momentos, com pouca competitividade frente às outras fontes, como a eólica, principalmente e, num futuro próximo, as fotovoltaicas.

Dentre os diversos fatores que fizeram com que as PCHs perdessem a competitividade em relação a essas novas fontes, podem-se citar: • Falta de equidade entre as ER incentivadas. As PCHs não estão contempladas com os mesmos incentivos fiscais previstos para outras fontes, como a eólica, por exemplo; • Falta de um plano de ação dos agentes envolvidos com esse tipo de fonte, tal como houve dos agentes que desenvolvem as PCHs; • Nível de exigências quanto ao registro dos estudos de inventários e de projetos básicos junto à Aneel; • Demora na obtenção da aprovação dos estudos de inventários e dos projetos básicos; • Às outras fontes não são exigidos estudos tão apurados quanto para as PCHs; • Preconceito da sociedade e dos agentes de licenciamento ambiental quanto ao nível de impactos das centrais hidrelétricas, estendendo-o às PCHs; • Falta de diálogo franco entre o empreendedor e os representantes da comunidade local quanto aos benefícios e aos impactos negativos quando da implantação da PCH no local.

Entretanto as PCHs ainda competitivas no mercado tendem a diminuir sua competitividade em função da aprovação da MP-579, cujo objetivo foi o de permitir a prorrogação por mais 30 anos das concessões de geração e de transmissão, a vencer entre os anos 2015 e 2017, mediante a redução das tarifas e das receitas de geração.

O resultado, além de incerto, tende a influenciar os preços praticados no mercado livre.

Em razão do atual cenário para as PCHs, em vista da impossibilidade de comercializarem suas energias nos leilões, é licito imaginar uma forte crise no setor, principalmente entre os fornecedores de equipamentos, cuja perspectiva para o futuro é a mais desanimadora possível. " Geraldo Lúcio Tiago Filho Secretário Executivo de Centro Nacional de Referências em PCH e Professor da Universidade Federal da Unifei-MG

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É sabido que, em qualquer país do mundo, as fontes de energia renováveis recebem incentivos, sem os quais elas não se viabilizam. Um dos fatores que permitem a viabilização econômica dessas fontes é o fato de elas operarem num mercado cujas tarifas praticadas são altas o suficiente para que, com os incentivos recebidos, as tornem competitivas.

Isso ocorre com PCHs, com eólica, com solar fotovoltaica, biomassa e qualquer outra fonte que vier a fazer parte da matriz energética brasileira ou de qualquer outro país.

Entretanto, no Brasil, devido à política do governo, ocorre uma importante assimetria tarifária entre as fontes de energias renováveis que participam da matriz elétrica nacional: enquanto a energia eólica recebe isenções de impostos, têm seus processos de registros na agência reguladora bastante simplificados, utilizam de série de dados de vento bastante curtas, não mais que 3 anos, e recebem um tratamento diferenciado dos órgãos ambientais, cujos processos de licenciamento costumam correr bastante céleres, as PCHs têm o seu processo de registro bastante complexo, visto que os projetos básicos só podem ser elaborados apenas após a aprovação do estudo de inventário do rio que, por sua vez, também sofre um processo demorado, tanto na execução quanto na aprovação pela agência reguladora. Além disso, o empresário das PCHs é obrigado a comprar a terra, enquanto, nas eólicas, basta um arrendamento. As PCHs dependem de uma outorga da água, enquanto, nas eólicas, não existe esse tipo de processo. Por fim, por uma política do empresariado do setor, assistiu-se, nos últimos anos, a uma diminuição considerável nos custos dos aerogeradores, enquanto nos custos das PCHs, fortemente baseados nos custos da construção civil, não se vê um esforço na diminuição dos custos das obras hidráulicas e dos equipamentos eletromecânicos.

Por essa e por outras razões, é que o custo praticado pelos parques eólicos no mercado cativo, cuja disponibilidade energética é contratada através dos leilões de energia,

Opiniões fica em torno de R$ 100,00/kWh, enquanto as PCHs não conseguem viabilizar tarifas menores que R$ 132,00/kWh e, por essa razão, têm permanecido fora dos últimos quatro leilões de contratação de energia.

Há quem defenda a realização de leilões específicos por fontes e/ou por região, como uma solução para viabilizar as PCHs no curto prazo. Contudo não se discutem outras alternativas para o mercado. Os leilões específicos ou os leilões regionais podem ser um bom mecanismo para o incentivo às fontes de ER. Porém a falta de equidade ou isonomia entre as fontes continuaria sendo um problema. Apesar do momento difícil, há um número considerável de projetos de PCHs em processo de registro a Aneel. Contudo se trata de um crescimento vegetativo, resultante dos estudos de inventários e/ou de projetos básicos que estavam sendo analisados e que foram recentemente aprovados.

A maturação de um projeto de PCH demanda anos, haja vista a morosidade no processo de aprovação dos estudos de inventário e dos projetos básicos junto à Aneel e para a obtenção do licenciamento ambiental. Mas o que não se vê são novos registros de estudos de inventários. Esses sim é que poderiam ser considerados indicadores do interesse em novos projetos.

Além disso, o licenciamento ambiental tem-se mostrado um impeditivo à viabilização das PCHs e é um dos desafios a serem vencidos. Assim como a quantidade de estudos exigidos. Para se aprovar um projeto básico de uma PCH, faz-se necessário desenvolvimento do Estudo de Inventário do Rio, que, somente depois de ter sido analisado e aprovado pela Aneel, permite ao empreendedor desenvolver o projeto básico, que, também por sua vez, deverá ser analisado e aprovado pela Aneel. E, nesse ínterim, o projeto deverá ter seu estudo de impacto ambiental também discutido e aprovado pelo órgão competente, enquanto outras fontes, principalmente a eólica, tem que percorrer um caminho muito mais curto e menos oneroso.

Enquanto os estudos energéticos das PCHs são baseados em séries de dados de 30 a 50 anos, as eólicas trabalham com série de 1 a 3 anos. Essa falta de equidade no tratamento dos projetos faz com que os projetos de PCHs sejam muito mais caros e demorados que das outras fontes. Enquanto os projetos e/ou estudo das PCHs não podem errar na definição da energia firme, aos dos parques eólicos são facultadas folgas de até 20%.

Quanto às vantagens que as PCHs ainda teriam, hoje, em relação às outras fontes, pode-se considerar que “garantia do fornecimento da energia” gerada nas PCHs é muito mais segura que as garantias oferecidas pelas eólicas, e, num futuro próximo, pelas fotovoltaicas. Isso ocorre em função da série de dados nas quais estão baseados os estudos e/ou projetos dessas fontes.

Enquanto nos estudos das PCHs tomam-se como base séries de dados de 30 a 50 anos medidos no campo, as outras fontes utilizam séries com dados estimados por modelos computacionais e medidos de 1 a 3 anos.

Em razão do atual cenário para as PCHs, em vista da impossibilidade de comercializarem suas energias nos leilões, é licito imaginar a possibilidade de haver uma forte crise no setor, principalmente entre os fornecedores de equipamentos, cuja perspectiva para o futuro é a mais desanimadora possível.

Apesar da importância do setor, não se vê, por parte do governo, nenhuma ação efetiva para a sua preservação e nem mesmo alerta para o fato que, na sua cadeia produtiva de fabricação dos equipamentos, estudos, projetos e construção, as PCHs têm grande capacidade de geração de empregos.

Enquanto na cadeia produtiva, na fabricação dos equipamentos e na implantação das unidades geradoras, a maior parte dos empregos é desenvolvida no exterior, as PCHs promovem a indústria e a engenharia nacional. Por exemplo: no CERPCH, tem estudo mostrando que, na construção de uma PCH de 20 MW, há a possibilidade de constituir mais de cinco mil empregos em toda a sua cadeia produtiva. Além disso, todos esses empregos são gerados no próprio País, que tem o domínio total dessa tecnologia.

Esses são alguns aspectos que deveríamos levar em conta antes de colocarmos uma fonte de energia dessa importância no ostracismo.

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a energia dos ventos

Opiniões

diversificação:

uma oportunidade

Em um contexto de uma economia de baixo carbono, o Brasil é destaque em geração de energia elétrica limpa e renovável, preponderantemente hídrica, na qual a eólica é complementar. Quarenta e cinco por cento (45%) da matriz energética brasileira provêm de fontes que não emitem CO2, contra menos de 20% da média mundial. Nesse sentido, o País dispõe de diversas opções de geração de energia limpa e competitiva para sua expansão, incluindo a hidroeletricidade, cogeração, biomassa e energia eólica.

A experiência do Brasil com a crise de suprimento no biênio 2001-2002 trouxe lições importantes no que diz respeito à diversificação da matriz. A partir de então, houve uma busca para a transformação do sistema fortemente fundamentado em um sistema hidrelétrico em um sistema hidrotérmico, além da introdução do Proinfa, que teve o objetivo de inserir na matriz as fontes renováveis não convencionais de energia, como a eólica, biomassa e PCHs. Hoje, o País apresenta uma matriz elétrica com 123 GW instalados, composta por 69% de hidrelétricas, 27% de termelétricas, 2% de eólicas e 1,6% de nucleares.

O Brasil é a nação mais renovável do mundo, pois sua geração de energia efetiva provém de cerca de 90% de fontes renováveis, com 452TWh de geração de energia elétrica em 2011 e 444TWh em 2012. Essa grande participação das fontes renováveis na matriz elétrica (e energética) nos permite buscar, no longo prazo, uma matriz diversificada e segura em termos de suprimento, na medida em que temos

"

O tripé segurança, preço módico e universalização, por si só, são variáveis de uma equação de longo prazo, que necessitam ser calibradas com muita frequência, para que o ótimo seja alcançado. Tais variáveis não estão definitivamente na mesma direção. " Elbia Melo Presidente Executiva da ABEEólica

espaço para implementar energia firme no sistema, com o objetivo de otimizar o sistema energético nacional do ponto de vista econômico, social e ambiental.

Cabe observar que o conceito de matriz energética é amplo e se refere ao uso da energia para outros fins que não seja para a geração de energia elétrica, como a queima de combustíveis para automóveis ou indústria. A matriz elétrica, por sua vez, tem um sentido mais restrito e se refere ao uso da energia elétrica.

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No que se refere à matriz energética, o Brasil possui cerca de 44% de fontes renováveis, índice bem superior à média mundial, que é de 13,3%, de acordo com a Agência Internacional de Energia (AIE). Nesse contexto, a energia eólica tem se apresentado uma engrenagem primordial para o crescimento das chamadas outras renováveis. É a opção mais limpa para a produção de energia disponível comercialmente, hoje, no Brasil e tem baixo impacto ambiental. O potencial eólico brasileiro está estimado em 300 GW, fato que possui alta relevância, em razão da necessidade de aumento da capacidade instalada nacional.

A energia eólica tem experimentado um recente e rápido crescimento no País. Tal crescimento se divide em dois momentos cruciais. A primeira fase corresponde ao período Proinfa, quando a capacidade instalada dessa tecnologia aumentou de menos de 30 MW, em projetos

a energia dos ventos

experimentais, para mais de 1,4 GW em operação em meados de 2011. Pela promoção de um ambiente de baixos riscos para a tecnologia ainda incipiente, o Proinfa alavancou o aprendizado de investidores e empresas do setor e atraiu empresas internacionais. A segunda etapa é denominada a fase competitiva eólica, quando o Primeiro Leilão de Energia Eólica, realizado em 2009, firmou o potencial da fonte, e os sucessivos leilões de 2010 a 2012 consolidaram sua competitividade.

A rápida inserção dessa fonte de energia na matriz elétrica brasileira e a consideração por parte do governo está consolidada no Plano Decenal 2012-2021, no qual a fonte eólica atingirá, em 2021, 9% dessa matriz, com um total de 16 GW instalados. Em termos mundiais, a capacidade instalada do Brasil saltará do atual 16º lugar para se posicionar entre os 10 países com maior capacidade eólica instalada no mundo, o que demonstra o cenário virtuoso pelo qual o setor vem passando.

Da formulação e implementação de “um novo modelo para o setor elétrico brasileiro”, no biênio 2003/2004, já se passaram 10 anos, e, de lá pra cá, o Brasil evoluiu consideravelmente, no sentido de propiciar um setor elétrico adequado, com um marco regulatório estável e sinais positivos aos investimentos. Os três pilares preconizados pelo modelo proposto: segurança no abastecimento, modicidade tarifária e universalização do serviço vêm sendo perseguidos de forma veemente e rigorosa pelo governo e têm alcançado sucesso.

O modelo de leilões, implementado a partir de 2004, vem se mostrando muitíssimo eficiente na medida em que permite um alto grau de competição entre os players e, portanto, preços de suprimento módicos para a energia elétrica. Tal modelo vem sendo “copiado” por muitos outros países no mundo e vem mudando inclusive o modo de pensar na contratação até das energias renováveis não convencionais, que, historicamente, foram contratadas por meio de subsídios.

A China, o México, o Uruguai e a África do Sul, por exemplo, perseguem esse modelo e também estão alcançando preços competitivos para a fonte eólica. No último ano, foram investidos no setor eólico cerca de R$

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Opiniões 7 bilhões de reais e a previsão é chegar a R$ 50 bilhões até 2020. Os últimos doze meses marcaram os principais caminhos para a consolidação dessa fonte na matriz elétrica brasileira. Considera-se que a efetiva inserção da energia eólica se fez ao longo de 2011, quando essa fonte atingiu patamares de preços da ordem de R$100,00/MWh, se tornando a segunda fonte mais competitiva do País. O dois gráficos da página apresentam os leilões de eólica realizados a partir de 2009 e os preços da fonte .

O Plano Decenal de Energia (PDE 2021) deixa clara a busca pela diversificação da matriz, com objetivo de garantir a segurança no suprimento, e apresenta um destaque muito forte para as fontes competitivas de geração de energia, fato que demonstra o forte compromisso com a modicidade tarifária.

Do lado da demanda, o desenvolvimento tecnológico permite novos modelos de negócio, nos quais o consumo racional da energia elétrica pode ser um importante componente do equilíbrio de longo prazo da matriz, na medida em que sistemas como Smart Grid e Net Metering podem permitir, por parte do consumidor, um gerenciamento de seu consumo e, portanto, o uso racional do recurso escasso energia.

A recente queda no nível de reservatórios e a necessidade de despacho de usinas térmicas acenderam uma luz amarela para os rumos da matriz energética nacional. Tais fatos demonstraram a importância de repensar o modelo elétrico brasileiro sob uma perspectiva mais ampliada.

Ocorre que necessidades de ajustes em um setor de infraestrutura com tamanha complexidade são comuns e devem ser percebidos e adotados com cuidado. O tripé segurança, preço módico e universalização, por si só, são variáveis de uma equação de longo prazo, que necessitam ser calibradas com muita frequência, para que o ótimo seja alcançado. Tais variáveis não estão definitivamente na mesma direção e, portanto, um sistema de decisão “otimizado” deve ser aplicado para que a função objetivo de longo prazo seja alcançada. É nesse sentido que se faz importante repensar a matriz elétrica nacional e o atual modelo de contratação do setor.

a energia das grandes centrais hidrelétricas

Opiniões

as perspectivas

para as energias renováveis

A produção de energia para promover o crescimento sustentável – especialmente, sem aumentar a concentração de carbono na atmosfera – é, hoje, uma questão estratégica para todos os países do mundo. Há consenso na comunidade científica e econômica internacional de que a solução passa pela redução da forte dependência de combustíveis fósseis, altamente poluentes e produtores dos gases do efeito estufa.

O Brasil tem uma condição privilegiada para responder a esse desafio. Metade da energia primária (elétrica + combustíveis) que move a economia brasileira provém de fontes renováveis, proporção bastante significativa se comparada com a média mundial, de apenas 13%. O contraste é ainda maior em relação aos países ricos da Organização para Cooperação e Desenvolvimento Econômico (OCDE), que dispõem de apenas 6,1% de fontes renováveis na sua matriz energética.

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recursos naturais e ao meio rural. E a forte presença de hidrelétricas também é um ponto favorável, pois tais usinas são viabilizadoras do aproveitamento de outras fontes renováveis (vide, por exemplo, a complementariedade da hidreletricidade com a geração eólica, devido às características climáticas do Brasil, ou ainda a possibilidade de as hidrelétricas promoverem o uso da biomassa residual das atividades agropecuárias para a geração energética, como a Itaipu vem fazendo).

Na gestão do ex-presidente Luiz Inácio Lula da Silva, o País recuperou a capacidade estatal de investimento e de planejamento a longo prazo do setor energético. O Brasil aprendeu as amargas lições do “apagão” de 2001, crise que dificilmente voltará a se repetir. Por isso, ao lado dos esforços para viabilizar novos projetos hidrelétricos, o Governo Federal adotou uma ambiciosa política de estímulo ao

as chuvas das últimas semanas já puseram fim ao deplecionamento dos reservatórios e caminha-se para uma situação de normalidade, afastando qualquer possibilidade de racionamento " Jorge Miguel Samek Diretor-geral brasileiro da Itaipu Binacional

Se considerarmos apenas o suprimento de energia elétrica, a vantagem brasileira é ainda mais contrastante: 79% da nossa capacidade instalada é de fontes renováveis, com predomínio da hidreletricidade, contra 23,4% da média mundial. Outro destaque é o nosso pioneirismo na área de biocombustíveis, principalmente o etanol, em que o País detém tecnologia de ponta.

Mas ainda há muito a se fazer, pois a demanda por energia é crescente. A nosso favor, conta o fato de o Brasil ter um potencial para o desenvolvimento de energias renováveis praticamente ilimitado, dadas as características nacionais relacionadas ao clima, à biodiversidade, aos

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a energia das grandes centrais hidrelétricas desenvolvimento de biocombustíveis e de fontes não convencionais de energia. O fato é que o Brasil está, hoje, entre os 10 países que mais investem em energia limpa e caminhando para assumir uma posição de liderança em algumas das modalidades de renováveis, como é o caso da eólica. É nesse contexto que se insere a geração distribuída (produção junto ao consumo) de energia elétrica. A biomassa é uma alternativa viável para expandir o parque gerador nacional. O uso do bagaço de cana para produção de energia já se mostrou uma opção viável e rentável. Com o crescimento da demanda por etanol no mercado mundial, o Brasil deverá ampliar o plantio de cana-de-açúcar. É interessante observar que a sua colheita nas regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste coincide com a estação de estiagem. Portanto o uso do bagaço da cana para geração de energia poderá compensar eventual perda de capacidade de geração das usinas hidrelétricas durante o período de baixa dos reservatórios.

Mas essa não é a única alternativa para ampliar a geração distribuída no País. Um potencial ainda inexplorado é a biomassa residual derivada do lixo urbano e de atividades agropecuárias e agroindustriais. Um projeto desenvolvido pela Itaipu e diversos parceiros vem comprovando a viabilidade técnica e econômica da geração de energia elétrica a partir do biogás, produzido por biodigestores que processam dejetos da agropecuária e do tratamento de esgoto.

A experiência, em andamento em diversas unidades de demonstração na região oeste do Paraná, testou com sucesso tecnologia desenvolvida pela Copel para a conexão de microgeradores à rede elétrica. Além de oferecer solução para um sério problema ambiental, o aproveitamento da biomassa residual para produção de energia elétrica representa uma nova fonte de renda pa-

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Opiniões

ra cooperativas e associações de agricultores familiares.

A Itaipu Binacional, maior hidrelétrica do mundo em geração de energia elétrica, participa com entusiasmo dessa iniciativa, por reconhecer os enormes benefícios que a sociedade brasileira poderá obter com o uso intensivo de biodigestores para alimentar microgeradores. Um estudo promovido pela FAO em parceria com a Itaipu apontou que, considerando apenas os esgotos produzidos por animais que passam ao menos algumas horas do dia confinados, seria possível produzir 1 terawatt/hora/mês no Brasil, energia suficiente para abastecer uma cidade com 4,5 milhões de habitantes.

No governo da presidenta Dilma Rousseff, as renováveis permanecem como prioridade, apesar de as térmicas também terem sua importância e continuarem prestando um serviço essencial ao País nos períodos de baixa dos reservatórios, como o que ocorreu nesse final de 2012 e início de 2013. Porém as chuvas das últimas semanas já puseram fim ao deplecionamento dos reservatórios e caminha-se para uma situação de normalidade, afastando qualquer possibilidade de racionamento.

Agora, para fazer frente às necessidades de crescimento do País, considerando a inclusão social e a melhoria da distribuição de renda, o Brasil precisa adicionar 7 mil megawatts (meia Itaipu) à sua capacidade instalada todo ano. Em 2013, esse desafio será vencido com folga, pois serão acrescentados 8.500 MW, além de mais 7.400 km de linhas de transmissão. Nos próximos anos, o País prosseguirá nessa rota de crescimento associado à segurança energética, à medida que projetos como Belo Monte, complexo Tapajós, Jirau e Santo Antônio atingirem sua capacidade plena de operação.

macrovisão científica

Opiniões

cogeração com biomassa: desnecessária?

As causas da crise de eletricidade que enfrentamos têm sido amplamente discutidas na imprensa e parecem ser bem compreendidas: a expansão do sistema de hidroelétricas – fonte principal de eletricidade no Brasil – tem sido feita, nas últimas décadas, em usinas a “fio d’água”, isto é, sem reservatórios de água que mantenham as usinas em funcionamento, mesmo quando não chove durante longos períodos de tempo. Atualmente, os reservatórios das hidroelétricas estão praticamente no mesmo nível de 2001 e, certamente, teríamos um racionamento, não tivessem sido instaladas usinas termoelétricas que usam gás, óleo combustível e até carvão.

Sua construção foi iniciada no fim do Governo FHC, mas o governo Lula/Dilma deu andamento a elas. A energia gerada nelas é muito mais cara do que a das hidroelétricas.

Mesmo assim, o risco de racionamento não foi afastado, porque muitas das termoelétricas disponíveis já foram acionadas e, se a seca continuar, faltará energia. A razão para tal é simples: outras alternativas de geração de eletricidade disponíveis – fontes descentralizadas, em especial as termoelétricas queimando bagaço – não foram estimuladas pelo Governo, no fundo, por motivos ideológicos.

Desde a década de 80, a cada período seco na região Sudeste, os órgãos oficiais solicitavam às universidades o “milagre” para resolver o problema. Como complementar a geração hidroelétrica com seus reservatórios baixos pela falta de chuva? Reuniões nos ministérios em Brasília, solicitações para sugestões, mas pouca ação.

Da parte dos órgãos governamentais, o desinteresse pela geração descentralizada, cujos benefícios ainda não eram (re)conhecidos; da parte dos investidores envolvidos, a falta de interesse por uma nova forma de energia cuja produção era considerada arriscada...

Com o Proinfa, em 2000, novas esperanças apareceram, mas de curta duração. Lei aprovada, simulações de tarifas feitas pela academia e não aceitas pelo governo, considerando que eram muito elevadas para biomassa.

O resultado foi aquele previsto: dos 1.000 MW alocados aos empreendedores de biomassa, menos de 700 MW encontraram investidores interessados. A diferença de potência disponível foi direcionada, na sua maior parte, para energia eólica, com tarifas inicialmente muito superiores às da biomassa, acarretando gastos adicionais (desnecessários) por parte da Eletrobrás. Pior ainda: da potência prevista e contratada para energia eólica, apenas parte, de fato, se materializou.

Em sequência, políticas especiais para a energia eólica foram consideradas indispensáveis, e incentivos fiscais foram, então, destinados a ela, visando à incorporação das energias renováveis na matriz energética brasileira.

Como resultado e devido ao fato de que os custos de geração caíram vertiginosamente (devido à crise econômica na União Europeia, que disponibilizou grandes estoques não utilizados de equipamentos), a energia eólica passou a ser competitiva economicamente, de forma que, hoje, corresponde à maioria da energia contratada nos leilões.

Quanto aos empreendimentos de biomassa, principalmente a geração de excedentes com resíduos de cana, apesar das vantagens ambientais e estratégicas e do enorme potencial (mais de 10.000 MW), eles continuam, na sua maioria, sem se viabilizar. Sem incentivos e tendo que competir com a energia eólica subsidiada e comercializada a preços extremamente (artificialmente?) baixos, suas perspectivas parecem reduzidas. A justificativa para tal procedimento é o de garantir essa “modicidade tarifária”, isto é, o preço mais baixo da energia produzida que, em tese, favoreceria as camadas mais pobres da população, o que é uma decisão política.

Essa é uma visão equivocada: por razões técnicas, diferentes formas de gerar eletricidade têm custos diferentes de produção e têm também fortes componentes regionais.

Se a energia eólica for gerada no Piauí e consumida no Rio de Janeiro, é preciso construir as linhas de transmissão adequadas. Além disso, gerar eletricidade para ricos e pobres custa o mesmo. Um sistema mais aperfeiçoado de tarifas de energia elétrica visando atender aos mais pobres seria útil.

Mais surpreendente ainda, na presente dificuldade de reservatórios novamente com baixos níveis, o planejamento do setor acena com termoelétricas a combustíveis fósseis, até mesmo a carvão mineral, e a biomassa sequer é considerada como uma opção. A bioenergia pode e deve competir com a energia eólica e com o carvão mineral.

Se a situação atual não mudar, o Brasil passará, assim, cada vez mais, de uma matriz energética limpa, com predominância de renováveis, para uma matriz energética com maior participação de fósseis, elevando cada vez mais suas emissões de carbono. Não fosse o álcool combustível, cuja mistura na gasolina deverá ser elevada para 25% em 2013, visando compensar o aumento de preços na gasolina, a situação seria ainda pior do ponto de vista ambiental. De fato, conseguimos ficar na contramão da sustentabilidade ambiental energética...

outras alternativas de geração de eletricidade disponíveis – fontes descentralizadas, em especial as termoelétricas queimando bagaço – não foram estimuladas pelo Governo, no fundo, por motivos ideológicos " José Goldemberg e Suani Teixeira Coelho

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Professor do IEE-USP e Coordenadora do Cenbio, respectivamente

política industrial e o modelo energético

Opiniões

recursos, ideias e soluções O Brasil possui uma grande reserva de recursos naturais não renováveis e renováveis, o que pode nos colocar entre os maiores produtores de energia do mundo. Nesse contexto, abre-se uma janela de oportunidades para a consolidação da indústria brasileira de bens de capital e de serviços industriais. A adoção de política industrial articulada com política energética poderá fomentar o desenvolvimento do parque fornecedor doméstico de equipamentos e serviços.

Neste artigo, tentamos explicitar os pilares que, sob o nosso entendimento, seriam importantes para a consolidação de uma política energética sintonizada com uma política industrial.

Por outro lado, observa-se que algumas propostas listadas nas agendas setoriais do Conselho de Competitividade de Petróleo e Gás e de Energias Renováveis, no âmbito do Plano Brasil Maior, estão em sintonia com essa visão de desenvolvimento da indústria nacional voltada às diversas fontes de energia. Em nossa visão, seriam cinco os pilares de uma política energética brasileira em sintonia fina com a política industrial: Visão de futuro: A predominância do uso de combustíveis fósseis para as próximas décadas e a necessidade de expandir a participação de energias mais limpas na matriz energética mundial é consenso entre os governos, especialistas e agentes econômicos do setor.

De qualquer modo, por mais que as reservas de combustíveis fósseis cresçam, não é difícil deduzir que essas fontes entrarão em desuso num futuro não muito remoto, até não existirem mais, ou se tornarem inviáveis economicamente para a queima como combustíveis.

Contudo isso não significa que não continuaremos a explorar o petróleo, pois se trata de uma matéria-prima que possui outras utilidades muito mais nobres do que a sua simples queima como combustível. Sob esse ponto de vista, considerando também os aspectos ambientais envolvidos na questão, podemos admitir uma visão de futuro baseada na “Emissão Zero de Carbono na Atmosfera”.

Esse seria o nosso norte. Trata-se de uma perspectiva que dificilmente pode ser contestada, já que, mesmo que não façamos nada, isso irremediavelmente irá ocorrer num futuro mais distante.

Priorizar as fontes renováveis de energia: É necessária uma política de longo prazo que priorize as fontes renováveis de energia através de incentivos fiscais e outros instrumentos. As fontes renováveis sempre deveriam obter vantagens tributárias em relação às não renováveis ou, no limite, até mesmo serem subsidiadas.

Em relação ao caso do etanol, por exemplo, é preciso considerar que seus custos de produção variam conforme as safras e seguem uma trajetória distinta da cadeia de valor do petróleo. Nesse caso, uma política para o etanol deveria estar ancorada em duas premissas: preço final do etanol para o consumidor numa proporção máxima de 70% em relação ao preço da gasolina nos maiores estados consumidores da federação, bem como uma TIR na usina que remunere o produtor, incentivando-o a fazer novos investimentos. Pode-se fazer tal política por meio da administração dos preços da gasolina A e dos impostos incidentes sobre ela, bem como desonerando o etanol hidratado tanto em nível federal como estadual.

No caso do biodiesel, é necessário reconhecer que a produção de oleaginosas para a produção de biocombustíveis segue uma trajetória econômica de “retirada de valor”, ou seja, é imperativo aumentar a produtividade e reduzir custos com vistas à redução dos preços em toda a cadeia. Desse modo, “o cultivo de energia” não seria apropriado em pequenas propriedades, pois, nelas, é necessário atividades que agreguem valor e aumentem a remuneração do produtor.

Consequentemente, observa-se que o biodiesel deu certo no Brasil por causa dos grandes produtores de soja. Para o aumento do percentual de biodiesel no diesel, será oportuno repensar o programa admitindo-se que se trata de uma atividade que requer economias de escala.

No tocante à geração de energia elétrica, a questão relevante são os leilões de contratação de energia nova, que devem ser formatados de tal forma que uma matriz elétrica seja estrategicamente implementada para incluir diversas fontes. Sob essa ótica, incluiríamos, no modelo do sistema elétrico, medidas que garantam uma fatia maior às fontes de energia renovável e permitam o desenvolvimento da indústria nacional de equipamentos, já que o modelo atual privilegia projetos com custos de geração menores, independentemente da fonte, porém com maiores custos de transmissão.

Já há um consenso internacional de que é imperioso aumentar a participação de energias renováveis na matriz energética mundial bem como tornar mais racional a sua utilização. " Caetano Ulharuzo e Jorge Luís Boeira Coordenadores de Bioetanol e de Energia da ABDI, respectivamente

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política industrial e o modelo energético A energia solar se encontra num estágio pré-competitivo quando se compara seu custo com os de geração de outras fontes. Entretanto, se comparado seu custo com o preço de venda da energia elétrica ao consumidor, ela se torna competitiva. Por esse motivo, o sucesso da energia solar fotovoltaica poderá ser favorecido a partir da Resolução Aneel nº 482/2012, com a garantia de preço de compra atrativo ao consumidor por parte das concessionárias.

Energia a preços módicos: O modelo do setor elétrico construído em 2004 já prevê a modicidade tarifária como um de seus princípios. Nesse caso, poderíamos afirmar que, se os preços teto de referência nos leilões estivessem bem calibrados, as tarifas estariam compatíveis com esse pressuposto, porque refletiriam os custos envolvidos diretamente na produção de energia elétrica.

Existem, contudo, outros componentes além do custo da geração que mascaram essa lógica, como os chamados encargos e tributos que, até pouco tempo, representavam praticamente a metade da conta de energia elétrica, além dos custos de transmissão que não são computados adequadamente nos leilões. Os custos com energia elétrica e combustíveis impactam diretamente na competitividade das empresas e não devem ser mero objeto arrecadatório ou substituir a função do tesouro em projetos sociais. Nesse aspecto, destacamos o esforço atual do Governo Federal em reduzir os encargos sobre as contas de energia e de renegociação das concessões de ativos já amortizados, com vistas à diminuição da conta de energia elétrica. Entretanto acreditamos que ainda há muito mais para ser feito.

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Opiniões

Eficiência Energética: Estudos demonstram que cada real economizado em eficiência energética significa dez reais a menos em investimentos em geração e distribuição de energia. É muito mais econômico investir em eficiência energética do que aumentar a oferta de energia. Os programas de eficiência energética sempre foram tímidos no Brasil, limitados a ações pontuais. Uma explicação para esse fato está associada à governança de tais programas, que se encontram nas mãos dos ofertantes de energia. Por esse motivo, seria oportuno repensar a transferência da governança dos programas de eficiência energética para os demandantes, evitando o conflito de interesses. Seria conveniente, também, aumentar o escopo dos atuais programas com iniciativas mais agressivas, tais como: inclusão de disciplinas nas escolas e universidades públicas sobre eficiência energética, criação de centros de pesquisas voltados exclusivamente ao tema, obrigação de observância de princípios de eficiência energética para novas construções, a exemplo da substituição do chuveiro elétrico pelo aquecimento solar, etc. Em suma, é relevante incorporar a cultura da eficiência energética no cotidiano da população brasileira.

Conteúdo nacional e desenvolvimento tecnológico: A descoberta recente de reservas de petróleo na camada pré-sal é uma evidência incontestável quanto ao futuro do País como grande produtor de petróleo e derivados. O País conta, desde o final da década de 90, com uma política de conteúdo local para o setor petróleo, a qual tem sido aperfeiçoada desde então. Da oportunidade de tornar o País uma potência energética no setor petróleo decorre como imperativo a superação do desafio da inserção competitiva da indústria brasileira na cadeia de valor global de fornecedores. A existência da política de conteúdo local é um ponto chave na sustentação dessa política industrial, mas não suficiente. É central a estruturação de um plano de ação que anteveja mudanças nas estruturas empresariais e que elimine deficiências tecnológicas, de qualidade e de escala ao longo da cadeia de fornecedores do setor petróleo, com uma visão clara sobre as competências nacionais, mas também ter em mente que a competição é global. As experiências no setor petróleo e, mais recentemente, no setor eólico com a revisão das regras de conteúdo nacional dos aerogeradores pelo Finame-Bndes, são muito relevantes e poderão ser elementos importantes na definição de políticas de conteúdo local, de desenvolvimento corporativo e tecnológico para todas as cadeias de suprimentos em energias.

Conclusões: As preocupações com o meio ambiente e os impactos resultantes na geração e no consumo de energia afetam a decisão de expandir sua oferta sob as suas diversas fontes, tudo isso aliado à necessidade de desenvolvimento econômico e social. Entretanto já há um consenso internacional de que é imperioso aumentar a participação de energias renováveis na matriz energética mundial bem como tornar mais racional a sua utilização. Considerando esses aspectos, aliados ao esgotamento dos recursos naturais, a produção e a utilização racional de energia passam a ter um caráter muito mais estratégico do que atualmente ocupam. Sob essa lógica, pensar uma política energética não deveria estar limitada a considerar unicamente aspectos referentes à oferta e à demanda de energia, mas também levar em consideração os aspectos econômicos e sociais da sua implementação.

polĂ­tica industrial e o modelo energĂŠtico

comercialização

o potencial

biomassa

O Brasil, por ser um país dos trópicos, é um grande produtor de biomassa. A melhor viabilidade quando se usa esse combustível como fonte primária para geração de energia elétrica está na biomassa residual. Melhor explicando, é quando as plantações são feitas com outros objetivos, porém, no seu processo industrial, a biomassa aparece como um produto secundário e residual. As três principais atividades agroindustriais produtoras de resíduos de biomassa no Brasil são: usinas de açúcar e álcool, cujos resíduos são bagaço e palhiço; indústria madeireira, cujos resíduos são cavacos de madeira; e beneficiamento de arroz, cujo resíduo é a casca de arroz.

O potencial de geração de energia elétrica das usinas de açúcar e álcool é o único que tem relevância com relação

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e as térmicas a bagaço teriam se viabilizado com apenas R$ 150,00/MWh. O último leilão do ACR (Ambiente de Contratação Regulado) em que o preço esteve compatível com as necessidades para viabilização dos investimentos com biomassa foi em agosto de 2010. De lá para cá, apenas o item “preço” é utilizado para análise da modicidade tarifária, e, com isso, dentre as fontes renováveis, os ganhadores dos leilões têm sido os projetos oriundos da fonte eólica, cujo preço médio tem estado em torno de R$ 100,00/MWh. Projetos novos de biomassa pararam desde agosto de 2010; aliás, os de PCH (Pequenas Centrais Hidrelétricas) também. Esse foi um “barato” que está saindo muito “caro”. É nesse ponto que o planejamento realizado pela EPE se equivocou,

As térmicas a óleo estão sendo despachadas em regime contínuo e sem previsão de parada até o final de 2013, cristaliza-se aí um paradoxo (...) essas térmicas a óleo custam, em média, R$ 800,00/MWh,e as térmicas a bagaço teriam se viabilizado com apenas R$ 150,00/MWh. " Luiz Otávio Koblitz Diretor-presidente da Koblitz Energia

à atual produção de energia no Brasil. Com 600 milhões de toneladas de cana esmagadas por ano, o setor sucroenergético tem o potencial para injetar 12.700 MW médios no SIN (Sistema Interligado Nacional), o que corresponderia a 21,7% de toda a energia elétrica gerada no Brasil em 2012, que foi de 58.456 MW médios. Porém o setor forneceu ao SIN cerca de 1.500 MW médios, ou seja, apenas 12% desse potencial está sendo explorado.

Considerando que, hoje, o Brasil está passando dificuldades em produzir toda a energia elétrica de que necessita, ao ponto que, desde setembro de 2012, as térmicas a óleo, que são caríssimas, estão sendo despachadas em regime contínuo e sem previsão de parada até o final de 2013, cristaliza-se aí um paradoxo na medida em que essas térmicas a óleo custam, em média, R$ 800,00/MWh,

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ao não ter levado em consideração as externalidades de cada fonte, pois, além do preço de venda da energia elétrica, a modicidade tarifária também é afetada por outros fatores, que tanto podem evitar como agregar custos ao SIN. A energia elétrica do bagaço de cana tem elementos externos positivos por excelência, como: • A maior parte da cana-de-açúcar está localizada em regiões importadoras de energia e com grande consumo, como o interior de São Paulo e a costa do Nordeste.

Vantagens: evita investimentos em linhas de transmissão e subestações, além de diminuir as perdas do sistema, que hoje são maiores que 16%; • Por ser sazonal, a maior parte da geração ocorre no período seco, quando os reservatórios das hidroelétricas estão sendo deplecionados. Para que se tenha uma ideia

Opiniões do problema, entre 2011 e 2020, iremos aumentar a potência instalada em 56%, e os reservatórios aumentarão apenas 6,7%. Vantagem: a energia do setor sucroenergético substitui os reservatórios das novas usinas hidroelétricas que, por razões socioambientais, hoje são a fio d’água e, por isso, não têm reservatório.

Apesar de as vantagens desses dois primeiros itens já justificarem um preço de energia que viabilize novos investimentos em biomassa, lembramos que essas usinas possuem engenharia, equipamentos e serviços 100% nacionais, um curto tempo de implantação e, é claro, trata-se de energia limpa.

Devido às dificuldades de contratação da energia elétrica oriunda da biomassa no ACR, estamos estruturando contratos de energia no ACL (Ambiente de Contratação Livre) que interligue o gerador diretamente com o consumidor em contratos de médio e longo prazo, necessários à viabilização do financiamento do gerador, com nível de preço inferior ao que o consumidor tem no mercado cativo. Apesar de a energia ser negociada diretamente entre gerador e consumidor, se faz necessária a participação de uma comercializadora, tanto na elaboração do contrato, como, principalmente, ao longo da sua execução, para comprar e/ou vender diferenças entre geração e consumo. Nessa modalidade, apesar de a geração da usina ser sazonal, essa energia é entregue ao consumidor de forma contínua. O gerador, nesse caso, arca com o risco relativamente baixo de vender excedentes de energia no período seco, quando normalmente o PLD

(Preço de Liquidação das Diferenças) é mais alto, e comprar energia faltante no período úmido, na entressafra, quando o PLD normalmente é baixo. Essa lógica pode não funcionar em anos como os de 2012 e 2013, quando há escassez de energia, e, mesmo no período úmido, o PLD está elevado. Para os que não quiserem correr esse risco, há uma outra forma de se fazer o contrato, combinando a energia proveniente da biomassa com uma outra proveniente de uma PCH (Pequena Central Hidroelétrica), ambas energias incentivadas com 50% de desconto na TUSD. Nesse caso, a PCH que tem o MRE (Mecanismo de Relocação de Energia) possui o direito de alocar a sua energia da forma que desejar mês a mês, suprindo 100% das necessidades do consumidor no período úmido, quando a biomassa não funciona, e apenas fazendo pequenas complementações no período seco, quando as usinas de biomassa estariam a todo vapor.

Nessas duas formas de contratação, além de o consumidor conseguir desconto no preço com relação ao mercado cativo, esse preço de energia viabilizará a construção da nova usina para geração de energia elétrica.

Outras vantagens que podemos apontar são: • Contratando energia nova, o consumidor trabalha em seu benefício ao aumentar a oferta; • Trata-se de um contrato seguro, onde as partes, gerador e consumidor, se analisam mutuamente, além de fornecerem garantias de fiel cumprimento do contrato; • O consumidor poderá dispor de um selo de energia limpa para valorizar o seu produto junto ao mercado.

visão internacional

Opiniões

bagaço:

uma opção estratégica

Nos últimos dez anos, o País tem vivido sobressaltos quanto à produção e ao suprimento de energia elétrica para as necessidades domésticas, comerciais, agrícolas e industriais. Em 2002, o sistema foi a colapso, fazendo com que várias medidas fossem tomadas para atenuar o famoso apagão. Entre 2003 e 2010, imaginou-se que o suprimento de energia elétrica havia sido resolvido e que as iniciativas tomadas e os investimentos realizados seriam suficientes para fazer o montante de quilowatts/hora crescer em compasso com a demanda.

Mero engano. A partir de 2011, uma série de blackouts voltou a ocorrer, deixando milhões de brasileiros e milhares de empresas sem energia por horas ou dias. As desculpas, sempre pouco verossímeis. Em um momento, faltou manutenção às torres; em outra, um raio que atingiu uma linha de transmissão; por último, falha humana. Na realidade, o que poucos se encontram dispostos a reconhecer é que o Brasil conta com um sistema de produção e distribuição envelhecido e uma gestão questionável.

"

O tempo é ingrato para aqueles que não veem onde as chances ocorrem e madrasto para os lentos em tomada de decisões estratégicas. Em qualquer outra situação, e, na maioria dos países, todo o bagaço de cana-de-açúcar estaria sendo transformado em energia elétrica. "

José Geraldo Eugênio de França Superintendente de Pesquisa e Pós-Graduação do ITEP e Professor da Universidade de Nebraska, USA

Daí, não é de se esperar que haja a energia suficiente a um país que deveria estar crescendo a uma taxa de 5% ao ano. Os problemas conseguiram ser atenuados, por incrível que pareça, pelo fato de a economia nacional haver dado sinais de cansaço nos últimos dois anos. Quando da crise de 2002, a melhor opção encontrada para completar a demanda, quando necessária, foi um sistema tampão de usinas termoelétricas que ficaria de sobreaviso para a

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visão internacional eventualidade de os reservatórios baixarem a níveis críticos. A energia elétrica, contudo, continuaria a ser suprida em base no acaso. Isto é, durante os anos, com boa média de precipitação e bom acúmulo de água, a energia estaria disponível. Durante o período de estiagem, torcer para que chuvas extemporâneas mantivessem as hidroelétricas em níveis constantes e seguros de produção.

Como para tudo em que o planejamento é falho, em algum momento as deficiências são expostas. Aí, desde 2011, acentuando-se no final de 2012 e início de 2013, com a quantidade de água disponível para geração de energia elétrica indo a níveis de elevado risco, o que se viu foram os gestores políticos e os dirigentes do sistema de produção e distribuição de energia, do mais alto mandatário a ministro, diretores de empresas, instituições e agências indo ao desespero, por pouco não se repetindo em plena Esplanada o que é tão comum no semiárido: novenas e procissões.

Mas o fato é que o abastecimento dependia única e quase exclusivamente das chuvas que poderiam ocorrer durante o mês de janeiro, na região Centro-Sul do País, como ocorreram. E, mais uma vez, ficou-se com a sensação que Deus é, de fato, brasileiro.

Voltando às termoelétricas: paradas, são mais caras do que as hidroelétricas funcionando e não se planejando o uso; uma vez que as previsões sempre se basearam nos dados meteorológicos, não puderam entrar em operação a custos competitivos.

As aquisições de gás natural não foram realizadas e, quando, ao final do ano de 2012, o Brasil foi ao mercado para o funcionamento do sistema complementar, adquiriu no mercado spot a unidade de comércio de gás, um milhão de BTUs (Unidade Térmica Britânica) por R$ 34,00 (US$ 17,00), quando, nos Estados Unidos, essa mesma unidade está sendo comercializada, em fevereiro de 2013, entre R$ 7,00 e R$ 8,00 (US$ 3,50 e US$ 4,00). É nesse ponto da discussão que entra o setor sucroenergético e a necessidade da ênfase à produção de energia a partir do bagaço. O Brasil conta com aproximadamente 420 unidades industriais potenciais produtoras de energia, além do açúcar e do álcool. Produz 600 milhões de toneladas de cana-de-açúcar, o que resulta entre 100 e 120 milhões de toneladas de bagaço seco.

Essa matéria-prima, diferentemente de outras opções, apresenta uma vantagem competitiva importante, uma vez que se encontra ao pé da unidade produtora de energia, diminuindo significativamente o custo de logística e o preço do frete de uma matéria-prima de menor densidade.

O custo de transporte da matéria-prima, nesse caso o bagaço, foi amortecido quando do transporte da cana-de-açúcar para produzir o açúcar e o etanol.

As usinas e destilarias encontram-se distribuídas em vários estados, em particular, na região Sudeste, que é a mais forte demandante por energia elétrica, devido ao seu parque industrial e a uma população crescente em várias cidades de médio e grande porte. Uma outra região com riscos de desabastecimento de energia e que pode ser suprida pela cogeração é a região Nordeste, que, apesar do relativo declínio da atividade sucroenergética, ainda conta com uma produção de aproximadamente 50 milhões de toneladas de cana, ou 8% da produção nacional. O interessante é que, a priori, o bagaço de cana-de-açúcar

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Opiniões havia sido especulado como uma das principais opções à produção do etanol de segunda geração. Entretanto, devido ao incompleto domínio da tecnologia que permita uma conversão economicamente viável e devido ao custo menor de se estabelecer uma unidade produtora de energia elétrica a partir da modernização das caldeiras e geradores, a cogeração tem se mostrado como a melhor opção do ponto de vista econômico para o setor sucroenergético.

Alguns impedimentos merecem ser removidos. O preço da energia adquirida pelas empresas distribuidoras é o principal deles, uma vez que não tem havido estímulo, em várias regiões, à produção de energia, a ser vendida a preço muito abaixo do que se tem adquirido, com forte subsídio governamental, a partir da produção térmica.

Nesse sentido, algumas razões que justificam uma política clara para o setor podem ser enumeradas: 1. Aproveitamento de uma matéria-prima disponível; 2. Tecnologia plenamente dominada pela indústria de equipamentos e do setor sucroenergético; 3. Custo reduzido da matéria-prima por unidade de energia comparada com qualquer outra opção de uso de material lignocelulósico, resíduos sólidos ou outro coproduto agrícola ou industrial; 4. Consolidação da energia elétrica como o terceiro mais rentável produto de uma usina e destilaria, junto com o açúcar e o etanol; 5. O bagaço produzido no País equivale a uma hidroelétrica do porte de Itaipu, com a vantagem de ter uma produção geograficamente bem distribuída, em uma ampla área do território nacional, resultando na redução de perdas consideráveis, via transmissão; 6. Tal qual em usinas hidroelétricas, em sua maioria, e na indústria do etanol, trata-se de uma produção autóctone, cujos recursos serão eminentemente distribuídos entre os trabalhadores, industriais e consumidores do País; 7. Economia em escala comparada com o uso do gás natural, aos preços spot, do óleo ou do diesel.

Em resumo, mesmo sendo o País líder em produção de energia elétrica a partir de biomassa, atingindo 8,7 GWatts no ano de 2012, há como se adicionar um volume equivalente de produção, desde que uma política diferenciada e dirigida para o setor sucroenergético seja posta em prática.

Não há como um país nas dimensões do Brasil, que pretende consolidar-se como uma economia forte e capaz de atender aos compromissos do País para com as metas de redução de emissões de gases de efeito estufa, possa ficar, ano após ano, na dependência do acaso e das chuvas, que podem vir ou não a suprir seus reservatórios.

O tempo é ingrato para aqueles que não veem onde as chances ocorrem e madrasto para os lentos em tomada de decisões estratégicas. Em qualquer outra situação, e, na maioria dos países, todo o bagaço de cana-de-açúcar estaria sendo transformado em energia elétrica. Talvez o País seja tão bem aquinhoado com várias fontes de energia que se permite ver milhões de toneladas de matéria-prima que gerariam eletricidade para centenas de cidades e indústrias ser desperdiçados ou subutilizados.

Ainda bem que, com as secas, o bagaço passou a ser uma matéria-prima disputada como complemento à alimentação animal; mesmo assim, são vários os outros usos que ele pode ter, em particular, a produção da energia elétrica de que o País carece.

consultoria de projetos

Opiniões

cogeração a partir da biomassa:

mitos & fatos

Como deve ocorrer em outros setores da indústria, no setor sucroenergético, existem mitos que acabam norteando decisões empresariais sem um fundamento técnico razoável. Neste artigo, é minha intenção discutir alguns desses mitos.

MITO #1 - Cogeração com bagaço excedente ou palha: Não existe uma definição técnica oficial para o significado da palavra “cogeração”. Uma definição possível seria: “Produção combinada e eficiente de energia mecânica (ou de energia elétrica a partir de energia mecânica) e de energia térmica utilizável (calor ou frio) a partir de uma única fonte primária de combustível”. Os americanos usam muito bem a expressão CHP (Combined Heat & Power), a qual define, de forma objetiva, as plantas que utilizam sistemas de cogeração.

Esse conceito serve para esclarecermos que não existe, por exemplo, cogeração a partir de bagaço excedente ou de palha de cana. Quando utilizamos bagaço excedente ou palha para produzir energia elétrica, temos um sistema de geração, pois estamos produzindo apenas energia elétrica e não estamos aproveitando nenhuma energia térmica. Tais sistemas de geração têm uma eficiência global muito baixa, na faixa de 24% a 27%, ou seja, aproveitamos apenas um quarto da energia disponível no combustível primário.

Um enorme desperdício! Sistemas de cogeração deverão ter eficiência, no mínimo, duas vezes maior, na faixa entre 60% e 65%.

A conclusão evidente é que, para buscar a máxima eficiência energética, temos que procurar sempre instalar sistemas efetivos de cogeração, o que vai ocorrer, por exemplo, com a eventual produção de etanol celulósico, que vai exigir grandes quantidades de energia térmica adicional.

MITO #2 - Cogeração com bagaço velho ou bagaço novo: Existe, no mercado, o mito de que, com o baixo preço de venda da energia elétrica excedente, os investimentos em cogeração não são viáveis nas usinas de cana. Isso é verdade para “bagaço velho”, mas não para “bagaço novo”. Chamamos de bagaço velho as usinas existentes que já dispõem de caldeiras (mesmo com baixa pressão) e de geradores para processar a cana disponível. Nesse caso, os investimentos deverão ser amortizados apenas com a venda de energia elétrica excedente, o que realmente é inviável com os preços dos últimos leilões de energia elétrica.

Portanto, ao desmotivar a produção de etanol, o nosso governo está, indiretamente, prejudicando a produção de energia elétrica nova a partir de biomassa. " Celso Procknor Presidente da Procknor Engenharia

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consultoria de projetos Chamamos de bagaço novo as usinas greenfield ou as usinas novas com planos de expansão significativa do canavial que vão exigir caldeira nova. Nesse caso, os investimentos deverão ser amortizados com a venda de açúcar e/ou etanol e com a venda de energia elétrica excedente. É uma condição muito mais favarável, pois, mesmo sem sistemas de cogeração, investimentos altos seriam necessários em caldeiras e em geradores para atender à nova disponibilidade de cana. Em condições normais, a venda de energia elétrica representa de 10% a 15% do faturamento total da usina, mas com uma margem de lucro muito alta.

Portanto, quando há expansão do canavial, implantar sistemas de cogeração é sempre rentável, mesmo com preço baixo. Pode haver exceções somente quando houver dificuldades com a conexão da rede elétrica. Portanto, ao desmotivar a produção de etanol, o nosso governo está, indiretamente, prejudicando a produção de energia elétrica nova a partir de biomassa.

MITO #3 - Sistemas com condensação atmosférica não são recomendáveis: A condensação atmosférica (ou “condensação caipira”) consiste em gerar energia elétrica para venda, quando houver sobras de bagaço, utilizando os evaporadores de caldo como condensadores e lançando o vapor gerado para a atmosfera pelas válvulas de alívio existentes.

Trata-se de um ciclo de condensação, no qual o vapor de escape da turbina de contrapressão é condensado numa pressão na faixa de 2,0 bar abs., ao invés de uma pressão de 0,16 bar abs., como ocorre com as turbinas de condensação sob vácuo. É evidente que, se olharmos apenas para o consumo específico das turbinas, essa prática não tem nenhum fundamento.

Para um vapor motriz típico de 65 bar/515 C, uma turbina de contrapressão tem um consumo específico da ordem de 5,7 kg/kW/h, e uma turbina de condensação sob vácuo tem um consumo específico da ordem de 3,7 kg/kW/h. Um observador menos experimentado poderia concluir que, para cada tonelada de bagaço excedente queimado, seria possível auferir um resultado 54% maior na venda de energia.

Mas outros fatores importantes devem ser considerados. Uma turbina de contrapressão devolve para a caldeira condensados com temperatura de 125ºC aproximadamente, mas a turbina de condensação produz condensados a 45ºC. A energia necessária para aquecer esse condensado mais frio nem sempre é contabilizada, mas se trata de um valor considerável.

Além disso, é necessário considerarmos a energia elétrica parasita instalada nas torres de resfriamento e nas bombas correspondentes. Uma turbina de condensação sob vácuo trabalha exclusivamente com vapor produzido por bagaço excedente (ou palha se for o caso).

Essa máquina é mais cara por MW instalado, sendo que um conjunto turbo gerador de mesma capacidade exige um investimento da ordem de 40 a 45% maior.

Sendo um equipamento mais caro, não se devem instalar máquinas de baixa capacidade, pois o custo por MW instalado aumentaria ainda mais. Um gerador de 20 MVA seria o de mínima capacidade para ser acoplado economicamente em uma turbina de condensação sob vácuo.

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Opiniões A máquina de 20 MVA a plena carga vai necessitar de 67,2 t/h de vapor (incluindo o vapor para aquecimento do condensado) e, assim, de aproximadamente 32 t/h de bagaço excedente, sem considerar o estoque de segurança e as perdas durante armazenamento. Dessa maneira, para enchermos essa máquina, estamos falando de um excesso de 185.000 t de bagaço. Essa sobra, ainda sem considerar palha, corresponde a uma unidade, processando de 2,2 a 2,4 milhões t de cana. Portanto, para unidades que tenham planos de expansão, mas que estejam processando até 2,4 milhões t de cana, a opção de usar condensação atmosférica durante um certo período de tempo deve, sim, ser estudada, principalmente se o preço de venda de energia estiver baixo.

MITO #4 - Cogeração com difusor é melhor do que com moenda: Como uma instalação com difusor exige menor consumo de energia mecânica (ou elétrica), à primeira vista, a escolha correta seria usar difusor para sistemas de cogeração.

Mas, para se atingir alta extração com o difusor, necessitamos, normalmente, de maiores taxas de embebição, quando comparadas com as taxas usadas nas moendas. Em outras palavras, para processar a mesma quantidade de cana, moendas necessitam de mais energia elétrica, e difusores necessitam de mais energia térmica.

Em vários estudos específicos que já realizamos, verificamos que, para um consumo de vapor de processo na faixa de 45% sobre a cana, o excedente de energia elétrica usando difusor ou usando moenda é praticamente o mesmo. Portanto uma análise mais detalhada de cada caso específico é indispensável.

MITO #5 - Alto poder calorífico da biomassa garante o retorno do investimento: É comum, em nossa atividade, recebermos investidores potenciais entusiasmados com o alto poder calorífico de diferentes biomassas, tais como a palha de cana e o capim elefante (capim Napier).

Esses materiais têm, geralmente, baixa umidade e, portanto, alto poder calorífico.

Vendedores de ilusões fazem contas rápidas de retorno do investimento como se tais biomassas estivessem disponíveis na boca da caldeira durante todo o ano, mas a realidade não é bem assim.

Qualquer projeto que pretende produzir energia elétrica a partir de biomassa deve contar com bons consultores de confiança em, no mínimo, três áreas específicas: agronomia, logística e indústria.

O consultor de agronomia deve definir a produção média da biomassa, em quais épocas do ano e a qual custo. Por exemplo, capim elefante é normalmente produzido somente durante quatro meses no ano.

O consultor de logística deve definir qual é a maneira mais econômica para transportar e para armazenar a biomassa, se no campo ou se na indústria.

O consultor industrial deve definir qual é a maneira mais econômica para processar a biomassa e para produzir energia elétrica e calor. Nesses casos, os estudos de logística são os mais importantes e são os que definem a viabilidade do investimento. Normalmente, os custos de armazenamento e de transporte são muito mais representativos do que os custos de produção ou de processamento da biomassa.

visão industrial

Opiniões

mudanças necessárias Apesar do fraco crescimento do PIB no Brasil em 2012, em torno de 1%, segundo estimativas do Banco Central, o crescimento no consumo de energia elétrica foi de 3,5%, atingindo 448.293 GW/h. Aliadas a esse fato, a falta de chuvas no final de 2012 e a consequente redução do nível dos reservatórios fizeram com que fossem despachadas as usinas térmicas em todo o País.

O risco de racionamento era iminente, porém reduzido, graças às chuvas do último mês, quando os níveis dos reservatórios começaram a se recuperar; contudo ainda continuam bem abaixo do que se poderia considerar seguro. O governo já anunciou a manutenção do despacho das térmicas.

Adicionalmente, a Medida Provisória 579, que trata das renovações das concessões, trouxe um clima de insegurança aos investidores, o que contribui para a redução dos investimentos no setor. A política energética pautada exclusivamente na “modicidade tarifária” colocou em competição todas as fontes e em todo o território nacional. Houve uma grande redução dos preços de compra da energia, mas, em contrapartida, provocou uma grande distorção do ponto de vista geográfico (geração longe dos centros de consumo) e uma enorme concentração da expansão em uma única fonte: a eólica.

"

ganhadores serão os parques eólicos, e continuarão ficando de fora a biomassa e as PCHs. Há um enorme potencial de geração com a biomassa. Somente no setor sucroenergético, com a utilização do bagaço de cana-de-açúcar e também das suas pontas e palhas (palhiço), seria possível gerar 15 mil MW médios, o equivalente a uma “Itaipu verde”, referência que se tornou comum em nosso mercado. Além disso, a geração de energia se tornou um forte pilar da indústria sucroenergética, um setor importante e estratégico para o País, além de ser grande empregador.

Precisamos de uma matriz diversificada e segura do ponto de vista do fornecimento de energia. A biomassa tem um papel importantíssimo na obtenção dessa segurança, pois o combustível pode ser armazenado, e, dessa forma, a geração pode ser modulada de acordo com a necessidade do consumo, o que não ocorre com outras fontes renováveis, como a eólica e a solar. Há disponibilidade imediata do combustível, e a construção de centrais de geração são projetos de rápida execução (em torno de dois anos).

Já há o reconhecimento, por parte dos órgãos que planejam e regulamentam a expansão da geração, da necessidade de implantação de mais térmicas para garantir a segurança do

Num país (...) que tem 88% da geração de energia elétrica proveniente de fontes renováveis e com a possibilidade de continuar expandindo a geração a partir dessas fontes, não faz sentido falar, muito menos fazer, a expansão baseada em combustíveis fósseis. " André Luiz Salgado Presidente da Areva Renewables Brasil

Cabe ressaltar, aqui, o aumento de competitividade dessa fonte nos últimos anos, advindo de incentivos fiscais, da construção de fábricas no Brasil e ainda dos ganhos de produtividade da indústria. No entanto entendemos que, ao colocar em competição nos leilões todas as fontes da forma como está ocorrendo, não estamos comparando “laranjas com laranjas”. Há que se considerar, para ficar em um só exemplo, os enormes custos de transmissão que estão sendo assumidos pelo governo e que beneficiaram sobremaneira a instalação dos parques eólicos.

A biomassa tem ficado de fora da expansão da geração, assim como as PCHs (Pequenas Centrais Hidrelétricas).

Com isso, uma forte e competitiva indústria, de tecnologia nacional e grande empregadora, vem sofrendo um lamentável revés. Hoje, da forma como a política está sendo aplicada e como os leilões estão sendo organizados, os únicos

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fornecimento, e mais, reconhecem também que elas deverão ser implantadas o mais próximo possível da carga para evitar grandes investimentos em transmissão. Mais uma vez, a biomassa é a solução ideal, pois se encontra majoritariamente nas regiões Centro-Oeste e Sudeste, onde está o consumo.

A alternativa à biomassa seria a construção de térmicas movidas a combustível fóssil. Num país como o Brasil, que tem 88% da geração de energia elétrica proveniente de fontes renováveis e com a possibilidade de continuar expandindo a geração a partir dessas fontes, não faz sentido falar, muito menos fazer, a expansão baseada em combustíveis fósseis, indo na contramão da redução das emissões de carbono e contribuindo para o aquecimento global.

Só uma mudança da política energética brasileira poderá trazer de volta os investimentos em geração a partir da biomassa. O Brasil precisa dessa mudança agora!

infraestrutura

Opiniões

movimento de stop-and-go Em janeiro, o governo anunciou duas alterações no mercado de combustível: reajuste dos preços de gasolina e diesel e alteração no percentual de etanol anidro na gasolina C. As medidas são tentativas do governo em resolver questões gerenciais da Petrobras, mas estão limitadas pela política de preços defasados de combustíveis para controlar a inflação e pela estagnação nos investimentos em etanol nos últimos anos.

As dificuldades do setor sucroenergético, com o etanol, se devem à falta de um marco regulatório e o planejamento energético equivocado, que também afeta diversos outros setores energéticos. Em 29 de janeiro deste ano, houve o anúncio de um aumento dos preços de gasolina e diesel na refinaria, entre 6,6% e 5,4%. Com o reajuste, o preço da gasolina na refinaria aumenta de R$ 1,26 por litro para R$ 1,34 por litro. Já o preço do diesel na refinaria passou de R$ 1,30 para R$ 1,37. Como as margens brutas dos postos, hoje, são muito pequenas e não há mais CIDE (Contribuições de Intervenção no Domínio Econômico) para acomodar o reajuste, o preço da gasolina ao consumidor deveria ser impactado em cerca de 4% de reajuste na bomba.

afastar preocupações com o fluxo de caixa e foi também abaixo do que era antecipado, algo em torno de 7-10%.

A reação inicial do mercado foi bastante negativa, com quedas nas cotações das ações da empresa. É importante lembrar que esse aumento só foi possível devido à queda das tarifas elétricas.

Mesmo amortecido pela queda das tarifas elétricas, o menor reajuste coloca pressão na inflação, o que reduz a probabilidade de novos reajustes neste ano.

O Ministério de Minas e Energia - MME anunciou também uma antecipação, de 1º de junho para 1º de maio, da elevação da mistura de etanol anidro na gasolina C, dos atuais 20% para 25% da composição.

Segundo a ANP - Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis, o aumento deverá ocorrer após o fim da safra da cana-de-açúcar, em março, para que as usinas tenham oferta suficiente de etanol a partir de abril. Os objetivos do governo com a medida são: 1. aumentar a participação do etanol num esforço anti-inflacionário de redução do preço da gasolina e 2. mitigar o prejuízo da Petrobras com as crescentes importações de gasolina A.

"

Enquanto o planejamento do setor de energia estiver baseado na conjuntura política e econômica, ao invés de em ações claras e transparentes de longo prazo, o setor de biocombustíveis continuará convivendo com o movimento de stop-and-go. "

Adriano José Pires Rodrigues Diretor-geral da CBIE - Centro Brasileiro de Infraestrutura

Considerando a situação atual da Petrobras, o reajuste dos combustíveis deve trazer um aumento de receita em torno de R$ 540 milhões por mês. Por outro lado, a defasagem continua.

A defasagem da gasolina, considerando o novo reajuste de 6,6%, com relação ao preço no Golfo, é de 11%.

Para o diesel, considerando o novo reajuste de 5,4%, a nova defasagem é de -20,7%.

Portanto calcula-se que a Petrobras ainda vai ter muito prejuízo com a importação de combustíveis durante o ano de 2013. De fato, a expectativa do mercado é de que o volume de importações tende a aumentar, considerando atrasos previstos na expansão da capacidade de refino e crescente demanda doméstica de gasolina e diesel. O reajuste trouxe benefícios limitados para a Petrobras, pois foi muito abaixo do que seria necessário para

Quanto ao primeiro objetivo, a efetiva redução do preço da gasolina ao consumidor dependerá da produtividade final da safra e do comportamento dos preços internacionais do açúcar.

Com relação à redução das importações de gasolina A pela Petrobras, o efeito final depende de outros fatores, tais como o efeito na demanda de gasolina C, devido à redução do poder calorífico da gasolina C com mais etanol, e o efeito na demanda de gasolina C, devido aos novos preços relativos de gasolina C e etanol hidratado.

No curto prazo, desconsiderando os fatores citados, calculamos que a importação de gasolina A cairá pela metade, e a Petrobras poupará cerca de R$ 130 milhões por mês com o dispêndio de importação. Com o objetivo de melhorar a competitividade do etanol, o Ministério

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infraestrutura de Minas e Energia deverá anunciar o fim da alíquota de PIS/Cofins na distribuição e reduzir pela metade na produção do etanol. As dificuldades do setor derivam da política de stop-and-go, que atrapalha a previsibilidade, inibindo os investimentos e o crescimento da produtividade. A falta de um marco regulatório estável que defina uma política de longo prazo é a questão principal para o setor.

A desordem regulatória e de planejamento não é específica do setor de biocombustíveis. Bons exemplos são as alterações recentes no setor elétrico, que diminuíram drasticamente a receita das empresas do setor, cujo foco em modicidade tarifária limita a lucratividade, a capacidade de investimento e, por consequência, a segurança do abastecimento.

A realização de leilões de energia nos quais as diversas fontes competem entre si inibem investimentos em outras fontes, como a geração termoelétrica por biomassa. Esse processo prejudica o setor sucroenergético pela complementaridade da produção de etanol com o uso do bagaço de cana-de-açúcar na geração de eletricidade, pois não conseguem competir com fontes que possuem maiores benefícios, como é o caso da energia eólica.

A redução das tarifas elétricas criou, ainda, mais dificuldades para a viabilização da cogeração com biomassa.

No caso da indústria do petróleo, um dos fatores de desordem regulatória é a dificuldade política em resolver

Opiniões a questão dos royalties, culminando na ausência de leilões por quatro anos seguidos, com redução na área de concessão em exploração e queda da produção de petróleo. Além disso, anos de intervenção governamental na Petrobras levaram à ineficiência operacional em campos maduros.

Em relação aos combustíveis, a política de preços defasados que mantêm o preço doméstico da gasolina e do diesel abaixo do mercado internacional tem prejudicado não só o setor de petróleo, mas também o de etanol, na medida em que o combustível renovável perde competitividade frente ao preço do combustível fóssil subsidiado.

Sem competitividade, reduziram-se os investimentos no setor, o que contribuiu para resultar na perda da liderança do Brasil na produção mundial de etanol.

O resultado de planejamento energético desordenado no Brasil é que, hoje, diversos setores energéticos estão com dificuldades. O excesso de demanda por gasolina C faz com que as importações de gasolina A tenham alcançado nível recorde e gerado vultosos prejuízos para a Petrobras.

A oferta de etanol em quantidade suficiente para a mistura a 25% é incerta. Enquanto o planejamento do setor de energia estiver baseado na conjuntura política e econômica, ao invés de em ações claras e transparentes de longo prazo, o setor de biocombustíveis continuará convivendo com o movimento de stop-and-go.

sistemas de gaseificação

Opiniões

energia: existem opções mais inteligentes Sabemos do grande potencial do setor sucroalcooleiro e também das grandes dificuldades para se manter viável ao logo dos anos. Comecei a trabalhar no setor como engenheiro em 1981, quando o Proálcool estava dando os primeiros passos para se estabelecer. Nossas plantas aumentaram de tamanho, muitas se modernizaram em informações e automações, porém, o processo em si, muito pouco mudou, e mantém a mesma concepção de produção: 1. A cana chega do campo, passa pelo processo de extração e o caldo rico em açúcar é desidratado através da evaporação e cozedores para retirada da água e concentração do açúcar. No caso do etanol, o caldo é tratado e enviado para a fermentação e, posteriormente, para a destilação. Em ambas as etapas, os problemas encontrados são os mesmos. No açúcar, é mais sensível quanto à qualidade da matéria-prima.

No etanol, o vinhoto continua dando muito trabalho. Não há como esconder sua enorme quantidade.

2. A geração do vapor através da incineração do bagaço é a mesma em 100% das usinas, o bagaço gera vapor e este, energia para as termoelétricas e para os processos do açúcar e do etanol.

Observando o setor há 32 anos, destaco dentre os maiores problemas, a questão da sazonalidade. As plantas industriais trabalham cerca de 50% do ano, e aí começam os problemas, como por exemplo: • Grande variação de preços: características predominantes de produto sazonais. Permitem que produtores de outros países se aproveitem da nossa ausência, tendo como resultados as grandes variações de preços e os altos custos de estocagem, logística e, principalmente, o financeiro – o vilão do negócio. • Impossibilidade de negociação diretamente com o consumidor final: somos praticamente obrigados a vender a produção de um importante produto do setor, a energia elétrica, como produto sazonal, para um único comprador, por um preço ridículo, utilizando a justificativa de que há sobra energia no mercado, e os reservatórios das hidroelétricas estão com 60% a 90%. Esse produto só é valorizado quando os reservatórios estão abaixo deAocha 10% e são obrigados a ligar as termoelétricas de combustível Preseg fóssil.

Sobre a produção de energia, conforme citei no item 2, nossas caldeiras de biomassa, além de incinerar o bagaço e a palha, (forma ineficiente de transformá-los em energia), trabalham com excesso de ar, acima de 40%, chegando, na grande maioria das usinas, a 60%. Esse excesso de ar carrega consigo 78% de nitrogênio, que ajuda a apagar o fogo nas caldeiras, baixando o rendimento e gerando, no máximo, 0,5 MW/tonelada de cana.

Existe outra forma bem mais eficiente de transformar o bagaço e a palha em energia, através de um processo que os liquefaz e os transforma – bem como qualquer outra biomassa – em óleo, através do processo de pirólise. " Raimundo Nonato Silton

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Diretor da Gasil

Existe outra forma bem mais eficiente de transformar o bagaço e a palha em energia, através de um processo que os liquefaz e os transforma – bem como qualquer outra biomassa – em óleo, através do processo de pirólise. Da mesma forma em que os metais saem do estado sólido para o estado líquido através da elevação da temperatura, o bagaço e a palha podem passar do estado sólido para o estado líquido na ausência de oxigênio (para que não haja combustão), através da elevação da temperatura.

Nesse novo processo – que, de fato, é tão antigo quanto o processo de produção de açúcar –, uma tonelada de cana irá produzir até 1,5 MW. Ou seja, até três vezes mais que o processo de incineração atualmente utilizado. Outra vantagem é o armazenamento desse novo combustível (bagaço e palha de cana na forma líquida) em tanques, permitindo perenizar a geração de energia elétrica nas nossas termoelétricas de biomassa, ou comercializá-lo como combustível líquido, competindo diretamente com o combustível fóssil.

Com a possibilidade de tornar perene a geração de energia elétrica em nossas termoelétricas, nosso produto deixará de ser qualificado como sazonal. A legislação vigente já permite comercializar a energia diretamente ao consumidor final, com preços bem mais interessantes quando se tem a segurança de fornecimento o ano inteiro. O melhor é que as instalações industriais desse novo modelo energético já estão quase prontas, temos a matéria-prima (bagaço e palha), os geradores de energia e o sistema de distribuição acoplado.

Considerando a mesma capacidade, o custo de um gerador de vapor a óleo é cerca de 1/3 de um gerador de vapor que usa biomassa. Não haverá excesso de ar em uma caldeira a óleo que irá queimar nosso bagaço liquefeito. Isso dá um ganho enorme ao rendimento térmico do sistema (o ar atmosférico tem 78% de nitrogênio e apenas 20,8% de oxigênio necessário à combustão ao nível do mar). O excesso de nitrogênio na caldeira só faz ajudar a apagar o fogo. Utilizando caldeiras para queimar o óleo originado do bagaço e da palha, poderemos aumentar a eficiência e, consequentemente, a produção de energia, aumentando o percentual de oxigênio nos queimadores, através de equipamentos concentradores de oxigênio do ar atmosférico por peneira molecular. Observa-se também que para cada 1% de oxigênio a mais nessa nova caldeira se ganha redução de até 3% de combustível.

geração distribuída

Opiniões

oportunidades para os

biocombustíveis e o gás natural Participação Especial: Fábio José Horta Nogueira, Diretor da iX Consultoria

O que é cogeração? A cogeração pode ser entendida, de forma simplificada, como a produção combinada de calor e eletricidade. Entende-se daí que ela se adapta a situações onde haja demanda para esses dois produtos. Por esse motivo é que, quase genericamente, se pensa em cogeração no ambiente industrial, notadamente aqueles com demanda intensa de aquecimento. A vantagem da cogeração, em relação à produção separada de calor e eletricidade é o rendimento energético global que se alcança. Enquanto na cogeração se tem um rendimento de 60 a 64%, a produção individualizada, em âmbito industrial, poderá alcançar 55%.

As primeiras plantas de cogeração no País atendiam exclusivamente às exigências de consumo locais. Somente a partir da década de 80, se inicia a interligação e a venda de excedentes de produção de energia elétrica. É fácil, hoje, pensar em exportar eletricidade, dada a razoável extensão das redes de distribuição/transmissão, e as condições regulatórias existentes, mas, na nossa cultura, não se vislumbra, ainda, de maneira genérica, exportar o calor excedente. Daí a tradição de se fazer plantas que atendam à demanda térmica, sendo a produção elétrica uma consequência desta.

A potência elétrica instalada, segundo a Aneel, em plantas de cogeração é algo em torno de 5.000 MW, com a quase totalidade em ambiente industrial. Avalia-se que, nesse mesmo ambiente, haja um potencial factível de mais 7.000 MW, não considerando expansões industriais. Essa capacidade instalada se localiza, sobretudo, na indústria

sucroalcooleira, nas plantas de papel e celulose, nas siderúrgicas e na indústria do petróleo. Observa-se, aqui, uma forte concentração em plantas que utilizam biocombustíveis, como é o caso das duas primeiras, com forte contribuição à sustentabilidade, pela combinação de eficiência energética e combustível renovável. Pode-se considerar, também, neste grupo, parte da energia cogerada em siderurgia, posta a origem vegetal do carvão utilizado.

Merece destaque a recente planta de cogeração instalada na Dow Química em Aratu, onde a ERB foi contratada para atender a cerca de 70% da demanda térmica, em processo de cogeração, utilizando lenha. O que é notável, aqui, é o uso de um combustível não associado ao processo industrial. Todavia, no país da biomassa, onde sol, água, solo e tecnologia se encontram para alcançar as mais altas produtividades de biomassa lenhosa, o uso comercial desta ainda é restrito. A América do Norte acaba de bater um recorde de exportação de pellets para a Europa e o Japão (quase quatro milhões de toneladas em um ano), mas, por aqui, por várias razões (carência de infraestrutura, legislação ambiental e tributária, entre outros), o mercado não evolui. Até mesmo o esperado projeto da Suzano no Maranhão está à espera de melhores condições de mercado.

A quem, enfim, cabe pilotar essa retomada da cogeração? Diria que cabe a todos “puxar” esse carro, mas cabe, antes de tudo, ao governo soltar os freios. " Afonso Henriques Moreira Santos Professor de Eficiência Energética na UF-Itajubá

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geração distribuída O que há de novo para a cogeração? Seguramente, há um espaço para a cogeração urbana. É necessário lembrar projetos pioneiros, como a cogeração a gás natural no Shopping Ilha do Governador, que passou por grandes dissabores técnicos. Mas tem que se destacar a evolução tecnológica, notadamente na automação. Projetos recentes, como a cogeração no Centro Empresarial Rocha Verá, em São Paulo, são a prova inconteste dessa evolução. Com uma potência de oito megawatts e climatizando uma área de 120.000 metros quadrados, a planta opera autonomamente, em um terceiro piso do subsolo do conjunto, utilizando a própria água de chuva para a condensação.

Mas a cogeração a gás natural tem sempre associada a comparação pejorativa com plantas a biocombustível. Não se pode esquecer da eficiência implícita nas plantas de cogeração, que, se comparada a uma planta de ciclo combinado (alta eficiência), também a gás, é quase dez por cento mais eficiente. E mais: está ao lado da carga, reduzindo em mais dez por cento as perdas no transporte.

Além do mais, o setor elétrico brasileiro ficou dependente da geração térmica a combustível fóssil, como ficou evidente nesses últimos tempos. Então, que se tenha a melhor geração térmica, que é a cogeração embebida em sistemas urbanos. Esta trará, também, uma melhoria sensível da segurança elétrica em regiões onde a vulnerabilidade é elevada, face ao modo de vida metropolitano.

Mas o potencial de cogeração urbana não se restringe ao suprimento exclusivo de condomínios. Embora ainda inédito no País, os chamados distritos de calor, onde existe um serviço de distribuição, por logradouros públicos, de fluido térmico, para aquecimento ou resfriamento, podem se tornar em breve um grande mercado. Para se ter uma ideia do potencial, considerando cinquenta por cento de substituição

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Opiniões da climatização predial na região da Avenida Paulista, se poderia alcançar uma potência elétrica gerada em torno de duzentos megawatts. Em outras palavras, poderia se reduzir a quase zero a importação de energia elétrica para essa região, com as respectivas vantagens desse feito (redução de perdas, melhoria operacional, aumento da confiabilidade).

Os entraves para a expansão da cogeração urbana passam, fundamentalmente, pela disponibilidade de gás natural. O Brasil vive a bizarra situação de não ter uma oferta de rede e molécula de gás, por não haver mercado. Mas não há mercado, pois não há a oferta. Hoje, a única forma vista pelos produtores de gás, para a sua monetização, é a instalação de uma grande térmica na boca do poço. Tem-se que quebrar esse ciclo vicioso.

Dizer que o País não tem gás, por isso não tem demanda, não procede, haja vista a realidade japonesa. Tem-se que desenvolver uma política de intensificação do uso do gás, no médio prazo, e esta, por sua vez, incentivará a expansão da rede e da produção.

Resumindo: Falta uma política energética modernizante, na qual a cogeração tenha um papel fundamental, pela alta eficiência do processo. A cogeração em processos industriais ainda representa um grande mercado a ser explorado, mas a cogeração urbana, associada à climatização distrital, deve ser vista como uma via necessária para o atendimento às novas exigências metropolitanas. O biocombustível, em suas diferentes roupagens (cana, lenha, biogás), tem que retomar o seu papel na expansão do parque gerador, por seu caráter ambiental e de segurança energética, e, sempre que possível, ser usado em processos de cogeração.

A quem, enfim, cabe pilotar essa retomada da cogeração? Diria que cabe a todos “puxar” esse carro, mas cabe, antes de tudo, ao governo soltar os freios.

the agricultural view

the role of

biomass

and the sugar industry in Brazil's

energy matrix The world’s demand for energy is increasing rapidly – far more rapidly than the pace of population growth as increasing wealth and economic development are even greater drivers. This trend is occurring in Brazil at an even faster pace than the global average. Over just the past decade, Brazil’s energy consumption has increased by more than a third, making Brazil now the 9th largest consumer of energy in the world and 3rd largest in the western hemisphere. This is expected to continue, with Brazil increasing its energy consumption more than 50% by 2030.

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the Brazilian sugar industry has the opportunity to continue to play a leading role in meeting Brazil’s energy needs and serving as a leader in the global development of the biobased industries "

Anna Rath

President and CEO, NexSteppe

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Opiniões The challenge is to meet this growing demand for energy in a reliable, scalable, cost-effective and sustainable manner. Several forms of renewable energy, from solar to wind to hydroelectricity already exist or are being developed to meet this challenge. All will be needed.

There is one form, though, that is unique in its ability to provide everything from dependable heat and power to year-round, baseload (and also dispatchable) electricity to liquid transportation fuels and chemicals, all in a readily scalable manner. This source of renewable energy is biomass, and it is one for which Brazil is advantaged in climate, geography, infrastructure and know-how.

Due to a combination of geography and policy, Brazil has developed a truly unique energy mix, with significant contributions from hydroelectricity, ethanol and biomass. This mix is not only unusual; it is also far more renewable and sustainable than that of other major economies. Unfortunately, Brazil’s current largest source of renewable electricity - hydroelectricity - has some inherent limits on scalability and is therefore projected to decline as a fraction of Brazil’s total energy production (despite increasing in absolute terms). In contrast, with Brazil’s significant arable land and favorable growing conditions, biomass has the potential to play a substantially increased role in this mix over time.

Brazil’s sugar industry already plays a large role in Brazil’s overall energy matrix as a producer of ethanol.

Because of this industry, Brazil has been a role model for the global development of the biobased industries (those industries working to replace the array of products currently generated from fossil feedstocks with alternatives derived from biomass feedstocks). Increasingly, Brazil’s sugar industry is capitalizing on its existing infrastructure and know-how and seizing the opportunity to play a broader role, both in domestic energy production as well as in the global biobased industries, as a producer of not only first generation biofuels, but also power and electricity, second generation biofuels and other biobased products. This initiative is being aided by technology development on a number of fronts – from efficiency improvements in equipment and mill operations to new fermentation organisms capable of producing an array of fuel and chemical molecules to new crops that can extend mill operations and provide additional revenue streams. These new crops will enable an expanding the role for the sugar industry in Brazil’s energy matrix and beyond.

Purpose-Grown Crops: Biobased industries at scale are a relatively new phenomenon. Even in Brazil where the sugar to ethanol industry has existed for decades, the vast majority of the growth has come since the year 2000. Because they are new and still relatively small, the biobased industries have gotten started using wastes, residues (such as bagasse) and previously existing crops (such as sugarcane) that were developed for other purposes. None of these feedstocks were purpose-developed for these industries, so all have limitations, whether in availability, reliability, optimization for the process, geographic range, or input requirements. If the biobased industries are to reach the scale that Brazil and the world need, it will require a set of purpose-grown crops that have also been purpose-developed.

Key features of these crops will be potential for rapid and significant yield improvement (both field and processing), broad geographic range, and limited water and nutrient requirements. Sorghum, including both sweet sorghum as a source of fermentable sugars, and high biomass sorghum as a source of lignocellulosic biomass, is a crop that has these features, and is now being developed by NexSteppe and others to help enable the biobased industries.

First Generation Biofuels: Presently, most Brazilian sugar to ethanol mills operate only during the sugarcane harvest, from late March or April through late October or November. By planting sweet sorghum in November and harvesting in late February and March, sweet sorghum can provide “season extension” for the production of ethanol – a longer crushing season using the same land and equipment. In areas where mill operators cannot source enough sugarcane to be able to run the mill at capacity, sweet sorghum can also be planted as a second crop, following soybeans, to provide additional material for crushing during the traditional sugarcane crushing season.

Biopower: Using sugarcane bagasse to provide power to operate the sugar mill has long been a part of standard mill operation. In recent years, however, a number of mills have begun turning this bagasse into an additional revenue stream, either by generating renewable electricity that can be sold to the grid or by generating excess power that can be used by other, co-located industrial processes. As this opportunity has developed, leading mills have begun looking to supplement their biomass supply through the use of purpose-grown crops such as high biomass sorghum. High biomass sorghums optimized for biopower provide high yields of lignocellulosic biomass per hectare with relatively low moisture levels at harvest, reducing harvest and transport costs and improving the effective energy density of the crop. This storable biomass can be used both to provide feedstock for the boiler outside of the crushing season and to increase production from the boiler year-round.

Second Generation Biofuels: Brazil is showing itself to be a leader not just in first generation biofuels, but in second generation or cellulosic biofuels as well. Brazil’s favorable growing climate and experience with purpose-grown crops make it a natural location for these new processes. Some of the attributes of high biomass sorghum that make it an attractive biopower feedstock, such as reduced harvest and transport costs, make it a compelling crop for second generation biofuels as well. The ability to get multiple crops per year on the same land also helps make it a cost-effective solution.

With its advantages of significant available arable land, existing infrastructure and extensive experience with supply chains for purpose-grown crops, the Brazilian sugar industry has the opportunity to continue to play a leading role in meeting Brazil’s energy needs and serving as a leader in the global development of the biobased industries. By providing increased operating efficiency, significantly expanded geographic range, and additional product and revenue streams, purpose-developed crops such as sweet and high biomass sorghum will play a key role in making this opportunity a reality.

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associação de produtores

Opiniões

bioeletricidade: 26 anos contribuindo para a

sustentabilidade Uma tonelada de cana-de-açúcar moída durante o processo industrial de fabricação de açúcar e etanol resulta, em média, em 250 quilos de bagaço. Além disso, temos a palhada, cada vez mais preservada devido ao avanço da colheita mecanizada, que pode representar mais de 200 quilos do total da biomassa disponibilizada em cada tonelada de cana. Essa condição da biomassa disponível cria uma vantagem comparativa para o setor sucroenergético brasileiro, que tem utilizado parte dessa matéria-prima na produção de vapor e de energia elétrica para a fabricação de açúcar e etanol, proporcionando a autossuficiência energética durante o período da safra.

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Se houvesse aproveitamento pleno dessa fonte, a bioeletricidade chegaria a representar 18% da demanda nacional por energia elétrica em 2020/21. "

Zilmar José de Souza Gerente de Bioeletricidade da Unica e Professor da FGV/SP

No entanto, desde 1987, num trabalho pioneiro de usinas da região de Ribeirão Preto-SP, além de suprir as necessidades da indústria da cana, essa biomassa tem possibilitado a geração de excedentes de energia elétrica, que têm sido fornecidos para a rede elétrica brasileira, a chamada bioeletricidade da cana-de-açúcar.

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associação de produtores A partir do trabalho dessas usinas pioneiras, em 26 anos, chegamos a um total entre 150 e 160 usinas já comercializando energia elétrica da cana para a rede nacional. Em 2011, a bioeletricidade fornecida ao sistema foi de 1.133 MW médios, equivalente a entre 2 e 3% do consumo nacional no ano passado, ou 25% de toda a energia que será produzida pela Usina Belo Monte, quando ela estiver em pleno funcionamento.

Em 2012, estima-se que a bioeletricidade sucroenergética para a rede tenha atingido quase 1.300 MW médios, representando um crescimento de 5% em relação ao ano anterior. Usando dados de 2011, podemos comparar que esses quase 1.300 MW médios fornecidos à rede pela bioeletricidade no ano de 2012 foram equivalentes ao abastecimento de 5,5 milhões de residências brasileiras durante um ano inteiro, ou quase sete vezes o consumo anual da cidade de Ribeirão Preto, além de evitar a emissão de mais de três milhões de toneladas de CO2.

Sem essa energia da bioeletricidade em 2012 e a redução das emissões de CO 2, nossa matriz elétrica seria 11% maior, em volume de emissões de gases de efeito estufa (GEE). Também devemos considerar a água poupada nos reservatórios das grandes hidrelétricas com o uso da bioeletricidade, gerada justamente no período seco e crítico do sistema elétrico: essa energia da bioeletricidade economizou 5% da água nos reservatórios do Sudeste e Centro-Oeste em 2012, um ano crítico em termos de garantia de suprimento.

Mas podemos ir além com a bioeletricidade. De acordo com o atual Plano Decenal de Expansão de Energia 2021, o potencial técnico de produção de energia elétrica a partir da biomassa de cana-de-açúcar para o sistema nacional, considerando-se apenas o bagaço, supera os 10 mil MW médios até 2021.

A Unica - União da Indústria de Cana-de-Açúcar, estima que, agregando também a palhada da cana, o potencial da bioeletricidade sucroenergética atingiria 15,3 MW médios até 2020/21, energia equivalente à produção de três usinas Belo Monte. Se houvesse aproveitamento pleno dessa fonte, a bioeletricidade chegaria a representar 18% da demanda nacional por energia elétrica em 2020/21.

Contudo, entre o potencial técnico e a energia efetivamente fornecida para a rede elétrica, há um hiato que se tem ampliado ano após ano, principalmente depois de 2008. No atual modelo de contratação regulada de energia, diferentes fontes, como bioeletricidade, eólica e gás natural, concorrem em um mesmo pregão, sem que peculiaridades econômicas e de produção sejam devidamente consideradas. Isso tem contribuído para a retração da bioeletricidade, de forma extremamente preocupante.

Em 2008, o setor sucroenergético chegou a comercializar quase 600 MW médios, mas, de 2009 a 2012, sem política setorial bem definida e leilões “genéricos”, o total comercializado anualmente pela bioeletricidade no ambiente regulado ficou em apenas 85 MW médios. Com isso, cria-se capacidade ociosa na cadeia produtiva, e surgem sinais de desestímulo para o investimento no setor sucroenergético, caracterizado por

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Opiniões ser de longo prazo e, por isso, dependente de parâmetros institucionais adequadamente delineados antes do efetivo investimento. O modelo atual dos leilões regulados tem levado à expansão da geração praticamente concentrada em duas fontes apenas – eólica e (grande) hidrelétrica –, proporcionando ganhos tarifários de curto prazo, mas que podem não ser sustentáveis no longo prazo, em virtude da elevação do risco de suprimento.

Resgatando a Teoria do Portfólio e as ideias de Harry Markowitz, ganhador do prêmio Nobel de economia em 1990, entendemos que o planejamento de leilões de energia voltados para a construção de um portfólio de fontes de geração renovável é a ferramenta mais apropriada para que riscos de falta ou falhas no suprimento de energia sejam diluídos de forma consistente.

Grandes obras hidrelétricas e de transmissão são importantes para um País em que o consumo de eletricidade deve crescer 4,5% ao ano até 2020, mas é desejável também aprofundar a diversificação na direção da geração renovável descentralizada, de pequeno e médio porte, com balanço ambiental positivo e próximo aos grandes centros consumidores.

Nesse aspecto, somente as grandes hídricas da região Norte e as eólicas não são capazes de dar essa resposta para um País continental como o Brasil.

Precisamos estimular outras fontes e preservar o que já construímos, como a cadeia produtiva da bioeletricidade.

Um investimento sustentável em bioeletricidade contribui diretamente para a competitividade do etanol.

A sinergia entre bioeletricidade e etanol faz com que a energia elétrica da cana já seja parte do modelo de negócio, quando há expansão em novos parques produtivos de etanol.

“Destravar” o desenvolvimento da bioeletricidade na matriz de energia elétrica significa contribuir para a reconquista das condições que levarão à retomada dos investimentos e da ampliação da produção não só da bioeletricidade, mas do setor sucroenergético como um todo.

O momento é ideal para traçarmos uma política setorial de longo prazo, não só para a bioeletricidade, como também para o setor sucroenergético como um todo, pois precisamos dobrar, até 2020, a atual produção de cana-de-açúcar para atender à demanda prevista para os produtos sucroenergéticos, sobretudo o etanol.

Uma política setorial consistente para a bioeletricidade, que reestimule a inserção dessa fonte na matriz elétrica, certamente ajudará a criar também as condições necessárias para a expansão do etanol na matriz de combustíveis, tão relevante e premente do ponto de vista da segurança energética e da sustentabilidade de longo prazo.

Uma verdadeira avenida de novos produtos de baixo carbono a partir da cana-de-açúcar deve revolucionar o setor nos próximos anos. Mas, por meio de uma política energética, também devemos consolidar a linha de produtos existentes – o etanol e a bioeletricidade, energias premium, que já vêm contribuindo, há 26 anos, para a sustentabilidade da matriz de energia elétrica no Brasil.

associação do agronegócio

Opiniões

a matriz energética e a

cogeração

Conceitualmente, o mundo usa energia suja. Afinal, 87% da energia utilizada no globo é não renovável e emissora de gases do efeito estufa. No Brasil, cerca de 45% da matriz de consumo de energia é de produtos renováveis, limpos. O Brasil usa levemente mais petróleo e derivados que a média mundial (38% contra 35% do mundo); 6% de carvão mineral contra 24% de seu uso no mundo; a metade (%) de gás natural; mais de 7 vezes (%) energia de hidrelétricas e quase 3 vezes (%) mais energia de biomassa do que usa o globo. Em termos de potencial energético, o Brasil tem o destaque de possuir enorme potencial de expansão.

Citando-se, como exemplo, o fato de que o forte uso atual de energia hidráulica é, mesmo assim, apenas 1/3 do potencial hidráulico nacional.

"

Este texto tem a pretensão de abordar as questões principais que, há dois anos, estão fazendo acontecer, na prática, um terrível retrocesso na política energética nacional.

Para início, energia é o coração da capacidade competitiva de um país. Daí, o seu peso relevante na geopolítica global.

Há pouco tempo, os choques do petróleo aguçaram esse foco de forma definitiva, gerando o contexto da segurança energética; em seguida, o amadurecimento da questão da sustentabilidade faz crescer a consciência ambiental no tema “aquecimento global”, em que os combustíveis fósseis são o mais negativo fator das mudanças climáticas; análises recentes das instituições globais (OCDE; FAO) e de

Há sempre a discussão entre beneficiados e prejudicados, a magnitude entre os efeitos e a constante procura pelo equilíbrio. A cogeração de energia elétrica é, sem dúvida, a de menor impacto ambiental e a mais rápida resposta de oferta. "

Luiz Carlos Corrêa Carvalho, Caio

Presidente da ABAG – Associação Brasileira do Agronegócio

Outra grande possibilidade de aumento interno de produção de energia vem da biomassa, já com a chamada primeira geração de energia e, certamente, com a ruptura tecnológica a ocorrer, em escala pós 2020, com as chamadas segunda e terceira gerações de tecnologia. Com relação às energias fósseis, as descobertas, neste século, do pré-sal (petróleo e gás natural), trouxeram a notícia de um enorme potencial de excedentes de energia fóssil no Brasil, mudando sensivelmente o foco energético brasileiro.

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associação do agronegócio renomadas consultorias (Mckinsey) e Agentes de Desenvolvimento (BIRD, FMI) mostram as projeções de demanda para as próximas décadas, com o crescimento acelerado da população, da renda per capita e do processo de urbanização, em um cenário que obriga a um crescimento anual da oferta de alimentos e de energia muito acima do visto anteriormente, mas com as limitações atuais.

Assim, a demanda acelerada de energia vive a dependência da instabilidade política das regiões produtoras de petróleo e gás natural, confrontada com os limites críticos das reservas e das terras disponíveis, cunharão o século XXI como aquele que sofrerá com os temas Seguranças Alimentar e Energética, além da meta global de redução da pobreza, ainda em escala inaceitável. Na lógica das mudanças que isso trará, as commodities mostrarão crescimento real de preços, contrariamente ao que foi observado no Século XX, quando a queda dos preços reais das commodities (agrícolas e minerais) foi a base do rápido processo competitivo das indústrias no mundo.

Em 2007, a CNI publicou um estudo em que realçava que havia riscos de os preços de energia afetarem diretamente os custos da indústria brasileira, assim como forte interesse de investidores internacionais em energia “limpa”, em especial nas áreas de etanol, biodiesel e de bioeletricidade. Isso levaria, segundo a CNI, “mais oportunidades para as indústrias de equipamentos e maior integração dos setores industrial e agrícola, com a criação de uma indústria de bioenergia de grande potencial econômico para o País”.

A previsão estava correta, funcionando de forma acelerada entre 2007 e 2009. A pressão da crise financeira global de 2008 e a do “Custo Brasil” – um diagnóstico batido desde o Governo FHC –, foram fundamentais para mudar radicalmente as previsões da CNI. Os investimentos no setor da biomassa vieram muito pelo capital externo, focados nas produções de etanol e energia elétrica derivados da cana-de-açúcar, tanto na expansão e na fusão de unidades industriais existentes, como na montagem de um grande número de greenfields no Centro-Oeste brasileiro.

A cogeração de energia elétrica, nas usinas de açúcar e etanol, foi um fator relevante nos investimentos, assim como o forte crescimento da oferta dos carros flexíveis estimularam os investimentos em etanol hidratado. Com preços elevados do petróleo, a legislação dos países mais ricos privilegiava o uso da biomassa para energia elétrica (cogeração e mistura do etanol em óleo combustível em termoelétricas), enquanto, no Brasil, a bioeletricidade era considerada solução pelos baixos custos e pelo aspecto favorável sob o prisma ambiental.

Foram assinados contratos de longo prazo entre as empresas do setor sucroalcooleiro e as empresas comercializadoras de energia elétrica, ao nível de preços estimulantes, o que acelerou toda a cadeia produtiva do agronegócio da cana-de-açúcar, até um momento no qual houve a realização de leilões, que tinha, na mesma “cesta de produtos”, biomassa, eólica e outras, e os preços despencaram de cerca de R$ 150/MWh para R$ 90/MWh, tornando inviável o negócio da cogeração.

No atual ambiente nacional de limites de aprovação, na velocidade requerida, de novas hidrelétricas (hoje 70% da geração de energia elétrica), o aumento da demanda de energia no País (que cresceria ~4,8% ao ano) terá, nas térmicas, a base da resposta de oferta.

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Opiniões Segundo a EPE, Empresa de Pesquisa Energética do Ministério de Minas e Energia, as hidrelétricas, entre 2012 e 2021, terão o seu share reduzido de 70% para 64%, sendo que outras fontes – eólica, solar, biomassa e PCHs – sairiam dos atuais 13% para 20%.

Mantida a política pública atual, os produtos escolhidos seriam carvão mineral, nuclear e derivados do petróleo, o que sujaria profundamente a matriz energética brasileira.

Essa opção precisa ser, de forma transparente, apresentada ao povo brasileiro. Essa ação do Executivo precisa ter o respaldo do Legislativo. Desse modo, acende-se uma luz amarela sobre as oportunidades da biomassa. Somente o setor canavieiro tem o potencial energético de uma Itaipu em palhas e bagaço, hoje não utilizados e com algumas características importantes: a. Estão justamente onde ocorre a grande demanda por energia elétrica; b. São bens de capital todo nacional, em empresas hoje com enorme capacidade ociosa; c. Comporiam uma agregação de valor vital à expansão do parque de etanol brasileiro via aumento da oferta da cana-de-açúcar; d. Manteriam a matriz limpa atual; e. Seu funcionamento ocorre, em maior oferta, durante o período seco, complementando a instabilidade das usinas hidrelétricas.

As políticas públicas deverão ter papel essencial, no sentido de viabilizar a expansão da oferta de energia elétrica no País, via cogeração. Tal posicionamento permitirá ao Brasil ocupar relevante posição de liderança na produção e no uso de energias renováveis, marca que o País vem perdendo. Quando se fala de superpotências globais em energia, se citam os países ricos em petróleo e gás natural (Arábia Saudita, Rússia, Irã), mas, raro, em diversidade de fontes, incluídas as alternativas. Se os EUA estão mudando o seu status energético com o uso em escala de shale gas e shale oil, o Brasil tem a oportunidade de fazê-lo com uso intenso de energias renováveis e exportação de petróleo. Para isso, as políticas devem estimular a oferta de energia sustentável que caracteriza a cogeração de energia elétrica, dominada no País.

Na luta contra os “apagões”, a oferta de energia elétrica deverá sofrer profundas mudanças no Brasil (com peso de 2% do globo) e, mais ainda, nos países desenvolvidos e nos emergentes. Em teoria, o Brasil estaria bem situado, desde que: • adote preços e impostos que equilibrem os resultados entre produtos energéticos, considerando as externalidades econômicas de cada uma delas.

• tenha presença pública efetiva na ligação da energia, do produtor ao consumidor.

• estimule constante melhoria da eficiência energética, da produção ao uso.

• estimule economia de energia, através do seu uso inteligente.

• regule financiamento que estimule tecnologias inovadoras, mais eficientes e de menor custo.

Há sempre a discussão entre beneficiados e prejudicados, a magnitude entre os efeitos e a constante procura pelo equilíbrio. A cogeração de energia elétrica é, sem dúvida, a de menor impacto ambiental e a mais rápida resposta de oferta, devendo, por isso mesmo, ser estimulada.

associação das indústrias

Opiniões

o negócio da

cogeração

A atenção no cenário energético mundial está focada na busca da eficiência energética para o estabelecimento das diretrizes de uso final das fontes de energia, que são disponibilizadas econômica e ambientalmente sustentáveis.

Essa tendência ocorre não apenas e principalmente pelo avanço da tecnologia, mas também, e não menos importante, pela valorização das questões climáticas, que têm sido cada vez mais adversas e de baixa previsibilidade. Nesse cenário, é estratégico “ações preventivas” para evitar a utilização de fontes de energia e de processos que proporcionem baixa eficiência, com impactos consideráveis ao meio ambiente.

"

Em todo o mundo, a cogeração tem sido fomentada como importante fator de continuidade de suprimento de energia, para atenuar situações de restrições operativas ou escassez de oferta, assim como em casos de “apagão”, assegurando aos clientes da cogeração, ou da região elétrica, o fornecimento de energia, quando desconectada da rede básica. Como exemplo, em Nova York, na ilha de Manhatan, após a passagem do recente furacão Sandy em 2012,

O potencial de cogeração com biomassa da cana, conforme estudos da Cogen, indica que é possível atingir 30.000 MW de capacidade instalada no horizonte de 2020, sendo 14.000 MW somente no estado de São Paulo. " Carlos Roberto Silvestrin

Vice-presidente da Associação da Indústria de Cogeração de Energia

Desde 2004, a Cogen vem trabalhando no fomento da cogeração de energia para o aproveitamento da disponibilidade crescente da biomassa de cana-de-açúcar e do gás natural, principalmente a partir das descobertas na Bacia de Santos e nas áreas do Pré-sal. A principal razão dessa estratégia é proporcionar a instalação de centrais de cogeração junto ao centro de carga, do cliente final ou do centro de carga do sistema elétrico nacional.

Nesse sentido, é importante observar como o negócio da cogeração de energia possibilita arranjos empresariais que contemplam participação dos agentes de tecnologias e de serviços energéticos:

os prédios que possuíam cogeração permaneceram recebendo energia elétrica, sem interrupção das suas atividades. No Brasil, a cogeração vem conquistando importantes avanços nos segmentos de atividades industriais, comerciais e de serviços, que necessitam de energia elétrica e de energia térmica (calor ou frio), conforme verificado pelo número de centrais em operação comercial, disponibilizado pelo DataCogen, um banco de dados operado pela Cogen, com dados obtidos da Aneel (www.datacogen.com.br).

Atualmente, no Brasil, existem 11.200 MW de capacidade instalada de cogeração em operação comercial, com destaque para as seguintes fontes de combustível:

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associação das indústrias Dessa capacidade instalada total, apenas as centrais de cogeração com bagaço de cana somam 8.000 MW. É oportuno destacar que, em 2001, tínhamos apenas 1.500 MW. A cogeração com bagaço é mais intensa do Centro-Sul, principalmente pela expansão da atividade sucroenergética em São Paulo, e nos estados de Minas Gerais, Mato Grosso do Sul, Goiás e Paraná.

Hoje, existem 354 usinas de açúcar e etanol no Brasil, que possuem uma capacidade instalada de 8.000 MW. Dessas, 150 estão exportando bioeletricidade para o sistema elétrico. No estado de São Paulo, as 194 usinas existentes possuem 4.500 MW de capacidade instalada, das quais 70 estão exportando bioeletricidade.

O potencial de cogeração com biomassa da cana, conforme estudos da Cogen, indica que é possível atingir 30.000 MW de capacidade instalada no horizonte de 2020, sendo 14.000 MW somente no estado de São Paulo, com o aproveitamento da biomassa da cana e parte da palha e pontas.

Com todo esse cenário energético e potencial disponível de bioeletricidade, a Cogen, juntamente com alguns associados, está elaborando propostas, com a finalidade de regulamentar e induzir ações para o “Fomento da Oferta e Condições de Contratação de Geração Distribuída”, e, assim, viabilizar técnica e economicamente “espaços e maior participação na matriz elétrica”, de fontes complementares, que são produzidas junto ao cliente final ou ao centro de carga do sistema elétrico nacional.

Com relação à cogeração com gás natural, observamos que existe importante potencial para ser explorado. A Cogen elaborou o “E-book Cogen Gas Business Plan”, que identificou o potencial desse mercado. Esse E-book está disponível através do link no endereço http://www.cogen.com.br/cogengas.

O quadro abaixo apresenta os dados do potencial para o segmento industrial (2.770 MW) e para comércio e serviços (de 700 MW), que poderão ser implementados nos próximos anos.

Opiniões Para identificar ações regulatórias indutoras para o mercado de cogeração com gás natural, a Cogen iniciou, em novembro de 2012, o “SP Cogen Master Plan 2013”, com apoio das associadas: Promon, AES Tiête; BTG Pactual; Comgas, CPFL; Cummins; Ecogen; Elektro; Energyworks; Gas Brasiliano; GE; Light Esco; MWM; Safira; Siemens; Sotreq; TGM; Tractebel Energia; Votorantim e WEG, cujos objetivos são: • Identificar e indicar ações regulatórias e empresariais, para fomento da cogeração/climatização a gás natural, com foco no potencial existente, com destaque para a Região Metropolitana de São Paulo (comércio e serviços), e nas oportunidades de cogeração para pequenas e médias empresas; • Identificar e mapear restrições que impedem o desenvolvimento efetivo da cogeração de energia e climatização a gás natural, no curto e no médio prazo; • Identificar necessidades e oportunidades dispersas e convergir para soluções regionais integradas; • Possibilitar participação ativa e convergência de empresas interessadas na busca de oportunidades de projetos e investimentos com sustentabilidade; • Elaborar relatório final contendo um sumário das avaliações feitas e descrevendo as propostas com as respectivas justificativas.

O SP Cogen Master 2020, concluído em fevereiro passado, produziu um relatório contemplando os resultados e as propostas, entre outras ações, incluindo, principalmente, os seguintes produtos: • Análise regulatória para geração distribuída/cogeração destinadas às distribuidoras de energia elétrica e de gás natural e as sugestões para inovação, aperfeiçoamentos e complementações; • Análise de regulamentação municipal para utilização de galerias multisserviço, visando à transferência de energia térmica (calor e frio) entre centrais de cogeração/climatização e usuários potenciais, principalmente, na Região Metropolitana de São Paulo, e as sugestões de regulamentação adequada.

• Análise preliminar de viabilidade técnico-econômica do potencial e do “negócio cogeração e climatização a gás natural”, principalmente para projetos de pequeno e médio porte, que atendam às necessidades de complexos comerciais e instalações industriais.

• Elaboração de um “estudo de caso de cogeração/ climatização a gás natural” em um novo empreendimento imobiliário (comercial e residencial) na cidade de São Paulo.

Finalmente, ressaltamos que a Cogen está empenhada no desenvolvimento de atividades relacionadas com o fomento da eficiência energética, principalmente com o incentivo ao desenvolvimento da cogeração com biomassa da cana-de-açúcar e com gás natural, contribuindo para “estabilizar o abastecimento de energia”, no atual cenário energético, que necessita de medidas preventivas para a segurança energética do sistema elétrico e diversificação da matriz elétrica, preservando, no entanto, a “sustentabilidade conquistada” com os aproveitamentos hidrelétricos.

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ensaio especial

Opiniões

perspectivas

para o setor sucroenergético paulista

São Paulo detém aproximadamente 60% de toda a área plantada com cana-de-açúcar em território brasileiro. Em termos de uso e ocupação do solo, é a segunda maior no estado, precedida apenas pela área coberta com pastagens, que soma 7,6 milhões de hectares, mas é a primeira na composição do valor bruto da produção agropecuária paulista, respondendo por mais de 40%. Além de aspectos econômicos e ambientais, o setor sucroenergético é um importante gerador de empregos. A queda na rentabilidade já reduziu mais de 14 mil empregos diretos e cerca de 30 mil indiretos, somente nos últimos dois anos.

O etanol não apenas é a principal fonte de energia renovável da matriz energética paulista, composta por 57% de energia limpa, como também é imprescindível para que, junto com a energia de cogeração, São Paulo cumpra a meta definida na Política Estadual de Mudanças Climáticas de chegar a 69% de energia limpa em sua matriz até o ano de 2020. Um desafio e tanto! O uso do etanol como combustível nos motores flex-fuel contribui de maneira inequívoca para a melhoria da qualidade do ar, via redução das emissões de gases que provocam o efeito estufa.

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em uma década, teremos soluções tecnológicas disponíveis para alcançar produtividades superiores a 12.000 litros de etanol/ha, praticamente o dobro dos bons índices atuais, que giram em torno de 7.000 litros/ha " Mônika Bergamaschi Secretária de Agricultura de São Paulo

Em 2012, com a safra menor, deixaram de ser produzidos 6 bilhões de litros de etanol, que foram substituídos por 4,2 bilhões de litros da gasolina C importada, fato que impactou negativamente não apenas o meio ambiente, como também o saldo da balança comercial brasileira. A queda Wages de produtividade veio em consequência de um inacrediGerenussa tável conjunto de fatores que não estimulou investimentos na atividade. O ponto de partida foi a crise financeira mundial de 2008, depois a ferrugem alaranjada, identificada no Brasil em dezembro de 2009, sucedida pela seca de 2010, a reincidência de pragas e doenças, antes controladas com a queima da palha da cana, o florescimento da cana provocado por grandes variações de temperatura, a idade avançada dos canaviais, que deixaram de ser renovados por questões econômicas, a ausência de oferta de mudas de qualidade, entre outros. A ausência de investimentos, tanto nas agroindústrias quanto nos canaviais, tem como resultado a queda de produção verificada nos últimos anos.

Mas o problema que mais afeta o setor é, sem sombra de dúvidas, a inexistência de um planejamento estratégico que norteie a produção de bioenergia no Brasil, agravada pela

informe publicitário

CONGRESSO ISSCT 2013 A Procknor Engenharia terá um stand na área de exposição e teremos participação ativa no Congresso da ISSCT, em Junho próximo. A nossa presença no evento será de fundamental importância para procurarmos consolidar no exterior o nome da nossa empresa que já tem uma projeção importante no mercado brasileiro. Consideramos o local para sua realização o mais adequado, pois a capital paulista tem estrutura para receber o evento e o estado de São Paulo é o maior produtor de cana-de-açúcar do Brasil. Aqui estão os principais players do setor.

A Procknor Engenharia é uma empresa dedicada à elaboração e à implantação de projetos industriais e ao desenvolvimento de equipamentos e de processos para a indústria da cana, seja para produção de açúcar, de etanol ou para a geração de energia elétrica a partir de biomassa. Temos em 2013 um time de 100 colaboradores e há 20 anos estamos trabalhando para o desenvolvimento de energias renováveis, numa constante busca por novidades tecnológicas no Brasil e no exterior.

NOVOS PROJETOS GREENFIELD Estamos na Procknor Engenharia finalizando o desenvolvimento de dois projetos greenfield planejados para a produção de açúcar, de etanol e de energia elétrica: Usina Ivinhema e Usina Cachoeira Dourada. É com satisfação que queremos anunciar as partidas de duas plantas em 2012, as quais ocorreram dentro das expectativas de segurança, prazos e custos dos nossos Clientes.

A Usina Ivinhema, localizada no município de Ivinhema, MS, é o segundo projeto greenfield do Grupo Adecoagro.

A Usina Angélica, do mesmo Grupo Adecoagro, também foi projetada pela Procknor Engenharia e iniciou as suas operações na safra de 2009.

O projeto foi desenvolvido para uma capacidade final de processamento de 6,3 mmtc (1400 t/h). Para a primeira fase a capacidade será de 2,0 mmtc (525 t/h) na safra de 2013. Já na primeira fase vai haver produção simultânea de açúcar e de etanol combustível, além de energia elétrica.

A extração do caldo será feita por meio de moendas (quatro ternos na primeira fase) e a preparação da cana por meio de um único desfibrador vertical. Está prevista a instalação no futuro de sistema para separação e preparação de palha, sendo a cana 100% verde.

O projeto para produção de açúcar foi desenvolvido para a capacidade final de 60.000 s/d (20.000 s/d na primeira fase). O cozimento em duas massas será feito 100% em

tachos contínuos a vácuo com câmara dupla. O projeto para produção de etanol hidratado combustível foi desenvolvido para a capacidade final de 1.800 m3/d (600 m3/d na primeira fase). Foi instalado um sistema integrado para concentração de vinhaça.

Na primeira fase foi instalada uma caldeira de 200 t/h produzindo vapor de 68 bar/520 C para um turbo gerador de contrapressão de 40 MW. Para a fase final estão previstas três caldeiras e uma potência total instalada de 160 MW. A Usina Ivinhema já fez com sucesso todos os testes pré-operacionais durante o mês de Novembro de 2012, tendo na ocasião processado cerca de 90.000 t de cana verde.

A unidade industrial está, portanto, pronta para operar durante a safra de 2013. O Grupo Adecoagro acaba de contratar a Procknor Engenharia para desenvolver os estudos básicos para a ampliação da capacidade desta unidade industrial já para a safra de 2015.

A Usina Cachoeira Dourada, localizada no município de Cachoeira Dourada, GO, é o segundo projeto greenfield do Grupo SJC Bioenergia Ltda., formado pelas empresas Usina São João e Cargill. A Usina São Francisco, do mesmo Grupo SJC Bioenergia Ltda, também foi projetada pela Procknor Engenharia e iniciou as suas operações na safra de 2007.

O projeto foi desenvolvido para uma capacidade final de processamento de 7,5 mmtc (1620 t/h). Para a primeira fase a capacidade será de 2,5 mmtc (540 t/h) na safra de 2013. Na primeira fase vai haver produção de etanol combustível e de energia elétrica.

A extração do caldo será feita por meio de difusor e a preparação da cana por meio de desfibrador horizontal.

A cana será 100% verde.

O projeto para produção de etanol anidro combustível foi desenvolvido para a capacidade final de 1.200 m3/d, capacidade esta já instalada na primeira fase.

O inicio de produção de açúcar está previsto para a segunda fase do projeto. A capacidade final prevista será de 60.000 s/d.

Na primeira fase foi instalada uma caldeira de 250 t/h produzindo vapor de 68 bar/490 C para um turbo gerador de contrapressão de 40 MW. Para a fase final estão previstas três caldeiras e uma potência total instalada de 160 MW. A Usina Cachoeira Dourada já fez com sucesso todos os testes pré-operacionais da sua nova UTE durante o mês de Dezembro de 2012, ficando na ocasião conectada com a rede de alta tensão como previa o contrato de venda de energia elétrica. A unidade industrial está, portanto, pronta para operar durante a safra de 2013.

ensaio especial falta de transparência na formação dos preços dos combustíveis. As dificuldades vividas são palpáveis, e as perspectivas, ainda que positivas, são complexas. O aumento dos custos de produção, as limitações impostas aos preços do etanol e da energia gerada a partir de biomassa de cana não trazem nenhum alento. Endividamento e falta de incentivo que não combinam com o momento em que os olhos do futuro estão focados no que fez o Brasil com o etanol e a cogeração de energia elétrica a partir do bagaço de cana.

O caminho para a superação da crise do setor passa pelo desenvolvimento tecnológico. Mas são necessárias políticas públicas de curto prazo, que evidenciem e diferenciem as externalidades positivas das energias limpas, de fontes renováveis. Além, claro, de planejamento de médio e longo prazo, alicerçado em cristalina orientação política sobre a participação do etanol e da energia elétrica de biomassa na matriz energética brasileira.

O governo paulista tem manifestado, ao longo do tempo, seu apoio ao setor e confiança nele. Um importante passo foi a desoneração da carga tributária do etanol hidratado nas vendas ao consumidor, reduzindo o ICMS para 12% (nos demais estados da Federação, o índice médio varia de 25 a 28%). Mais recentemente, incentivos fiscais para aquisição de equipamentos para cogeração de energia.

Ciente da importância do desenvolvimento tecnológico, somas significativas vêm sendo investidas na reorganização da pesquisa sucroenergética com a criação do Centro Apta Cana IAC, da Secretaria da Agricultura e Abastecimento, em Ribeirão Preto.

O Centro é considerado um dos principais polos de excelência tecnológica da fitotecnia sucroenergética. Por meio da Fapesp, tem fomentado a pesquisa desse setor, estimulando a geração de conhecimento nas áreas de bioenergia, fabricação de biocombustíveis, biorrefinarias, aplicações para motores automotivos, impactos socioeconômicos, ambientais e uso da terra. Esses projetos têm sido incentivados pelo programa Bioen, que, até o momento, multiplicou por dez o número de projetos relacionados ao uso da biomassa, destinando mais de R$ 80 milhões aos grupos de pesquisa de instituições públicas como USP, Unicamp, Unesp e institutos vinculados à SAA.

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Opiniões Os resultados atingidos pelo Bioen desencadearam outra ação, que foi o Centro Paulista de Pesquisa em Bioenergia, formado pelas três universidades estaduais de São Paulo e que, a partir de 2013, abrigará os projetos da iniciativa. Estão previstos investimentos de cerca de R$ 100 milhões nos próximos anos. Vale mencionar ainda os investimentos que vêm sendo feitos pela iniciativa privada, no desenvolvimento de novas tecnologias de produção de biomassa, e que deverão também estar disponíveis para os produtores em futuro próximo.

Todo esse esforço tecnológico deverá levar a ganhos significativos na produtividade da cultura, inclusive em áreas antes restritivas por aspectos edafoclimáticos. Os avanços e o melhoramento dos processos de fabricação do etanol também acenam para saltos quantitativos no rendimento industrial. Tudo isso leva a crer que, em uma década, teremos soluções tecnológicas disponíveis para alcançar produtividades superiores a 12.000 litros de etanol/ha, praticamente o dobro dos bons índices atuais, que giram em torno de 7.000 litros/ha.

O governo paulista está ciente da necessidade de recompor essa história vitoriosa e conta com a parceria e com a ação coordenada de todos os elos da cadeia produtiva. É passada a hora de desmistificar o setor, mostrar, explicar, fazer entender a sua real dimensão e importância. É preciso que a sociedade compreenda e valorize esse imenso tesouro que o Brasil e os brasileiros têm nas mãos e que clamem pela oportunidade singular de crescer em bases sustentáveis.

Não há desenvolvimento possível sem energia. Guerras sangrentas são travadas ao redor do globo por causa dela, traduzida na forma de petróleo. O Brasil reúne todas as condições, não apenas para gerar toda a energia de que precisará para crescer, mas ainda de fazê-lo de forma limpa e renovável, sem avançar sobre biomas intocados, de forma pacífica, gerando renda e empregos, e sem preterir a produção de alimentos e fibras.

Somente o trabalho orquestrado e uma boa estratégia de comunicação trarão os efeitos capazes de devolver o setor sucroenergético à sua ascendente trajetória, construída com competência e merecimento.

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