avaliaÇÃo economica dos recursos energÉticos das...
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AVALIAÇÃO ECONOMICA
DOS RECURSOS ENERGÉTICOS DAS ONDAS DO MAR
Jesús Javier Nevares Martín
Dissertação de Mestrado apresentada ao
Programa de Pós-graduação em Engenharia
Oceânica, COPPE, da Universidade Federal do
Rio de Janeiro, como parte dos requisitos
necessários à obtenção do título de Mestre em
Engenharia Oceânica.
Orientadores: Segen Farid Estefen
Eliab Ricarte Beserra
Rio de Janeiro
Fevereiro de 2012�
�
Martín, Jesús Javier Nevares
Avaliação Econômica dos Recursos Energéticos das
Ondas do Mar / Jesús Javier Nevares Martín. – Rio de
Janeiro: UFRJ/COPPE, 2012.
XVII, 118 p.: il.; 29,7 cm.
Orientador: Segen Farid Estefen
Eliab Ricarte Beserra
Dissertação (mestrado) – UFRJ/ COPPE/ Programa de
Engenharia Oceânica, 2012.
Referências Bibliográficas: p. 110-118.
1. Energia das Ondas. 2. Energias Renováveis. 3.
Preço da Energia das Ondas. I. Estefen, Segen Farid et.
al.. II. Universidade Federal do Rio de Janeiro, COPPE,
Programa de Engenharia Oceânica. III. Título.
iii
À minha família,
iv
Agradecimentos
Ao professor e amigo Eliab Ricarte Bezerra, pela convivência, aprendizado e conselhos
que possibilitaram a elaboração deste trabalho.
Ao professor Segen Farid Estefen, por ter contribuído, através de sua visão
empreendedora e pioneira, na minha opção pela pesquisa.
À AECID (Agência Espanhola de Cooperação Internacional para o Desenvolvimento)
pelo apoio fornecido durante este curso de pós-graduação.
À minha família e amigos, por me apoiar e acreditar no meu empenho para a realização
do trabalho.
v
Resumo da Dissertação apresentada à COPPE/UFRJ como parte dos requisitos
necessários para a obtenção do grau de Mestre em Ciências (M.Sc.)
��
AVALIAÇÃO ECONOMICA
DOS RECURSOS ENERGÉTICOS DAS ONDAS DO MAR
�
�
Jesús Javier Nevares Martín
Fevereiro/2012
Orientadores: Segen Farid Estefen
Eliab Ricarte Beserra Programa: Engenharia Oceânica
Este estudo objetiva investigar a possibilidade de que a energia das ondas seja
inserida na matriz enérgica brasileira. Para tanto, se faz necessária realizar uma análise
econômica desse tipo de energia, tomando como fonte de informação o projeto piloto de
Pecém (Fortaleza), com o objetivo de saber o estágio atual em que se encontra essa
tecnologia, para poder decidir que estratégias seguir para fazer viável um projeto de
geração através da energia das ondas.
A energia das ondas e em geral as fontes alternativas e renováveis de energia
elétrica possuem um maior custo de investimento em comparação com as fontes
convencionais, no momento de seu desenvolvimento inicial. No entanto, a exploração
de economias de escala e o caráter decrescente da curva de aprendizado reduzem este
custo ao longo do tempo. Neste sentido, tratando-se de fontes de energia que
contribuem para segurança energética, ao diversificarem a matriz energética, mitigarem
o risco hidrológico e reduzirem as emissões de gases do efeito estufa, a intervenção do
Estado em um momento inicial através de instrumentos de promoção e incentivos destas
fontes de energia é inteiramente justificável.
vi
Abstract of Dissertation presented to COPPE/UFRJ as a partial fulfillment of the
requirements for the degree of Master of Science (M.Sc.)
ECONOMIC EVALUATION
OF ENERGETIC RESOURCES OF OCEAN WAVES
�
�
Jesús Javier Nevares Martín
February/2012
Advisors: Segen Farid Estefen Eliab Ricarte Beserra Department: Ocean Engineering
This study aims to investigate the possibility of inserting wave energy in the
Brazilian energy matrix. To this end, it is necessary carry out an economic analysis of
this kind of energy, taking the Pecém (Fortaleza) pilot project as a source of
information, in order to determine the current stage of this technology, and therefore be
able to decide what strategies should be used to turn this kind of power generation into
one economically viable.
Wave energy and generally renewable and alternative sources of energy have a
higher initial investment cost compared to conventional sources. However, the
exploitation of economies of scale and the decreasing learning curve reduces this cost
over time. In this sense, wave power contributes to energy security, diversifies the
energy mix, mitigates the hydrological risk and reduces emissions of greenhouse gases,
thus justifies the early intervention by the state through means of promotion and
incentives to facilitate the use of these energy sources.
vii
SUMÁRIO 1 - Introdução.................................................................................................................... 1
2 - Energia e Emissões de Gases de Efeito Estufa Associados ........................................ 4
2.1 - Emissões de GEE Associados no Brasil ............................................................... 5
2.2 - Programas na Área de Energia .............................................................................. 6
2.3 - Modelo de Geração de Energia no Brasil.............................................................. 8
3 - Comercialização de Energia Elétrica ........................................................................ 13
3.1 - Comercialização de Energia Elétrica .................................................................. 13
3.1.1 Ambiente de Contratação Livre (ACL) das Energias Renováveis .................. 14
3.2 - Leilões de Energia ............................................................................................... 15
3.3 - Conclusões .......................................................................................................... 20
4 - Análise das Políticas para o Desenvolvimento das Fontes Renováveis de Energia:
Proinfa e Leilão de Fontes Alternativas. .................................................................... 21
4.1. - Descrição, Caraterísticas e Resultados das Políticas de Energías Renovaveis
no Brasil: Proinfa e Leilão de Fontes Alternativas ..................................................... 22
4.1.1 - O Proinfa 1 .................................................................................................... 22
4.1.2 - O Proinfa 2 .................................................................................................... 25
4.1.3 - O Leilão de Fontes Alternativas de Energia.................................................. 25
4.1.4 - Leilões Específicos de Fontes Renováveis de Energia: Leilão de Energia
Eólica ........................................................................................................................ 26
4.1.5 - Projeto de Lei Nº630 de 2003 sobre Fontes Renováveis de Energia ............ 27
4.2 - Análise das Políticas para o Desenvolvimento das Fontes Renováveis de Energia
........................................................................................................................................ 31
4.3 – Curva de Aprendizado das Energias Renováveis ............................................... 32
4.4 - Conclusões .......................................................................................................... 35
5 - Créditos de Carbono no Contexto da Geração de Energia Elétrica. ......................... 37
5.1 - Mecanismos de Flexibilização ............................................................................ 38
5.2 - Elegibilidade de Projetos ..................................................................................... 40
5.3 - Etapas para Obtenção de Créditos de Carbono - Fluxo do Processo .................. 40
5.3.1 - Elaboração Documento de Concepção do Projeto (DCP) ............................. 40
5.3.2 - Validação e Aprovação ................................................................................. 41
5.3.3 - Registro ......................................................................................................... 41
viii
5.3.4 - Monitoramento .............................................................................................. 41
5.3.5 - Verificação / Certificação.............................................................................. 41
5.3.6 - Emissão e Aprovação das RCEs ................................................................... 42
5.4 - Cenário Mundial e Brasileiro de Projetos MDL ................................................. 42
5.5 - Viabilidade de Projetos MDL no Brasil .............................................................. 45
5.5.1 - Viabilidade de Projetos MDL a traves de Energias Oceânicas ..................... 46
5.6 - Conclusões .......................................................................................................... 46
6 - Instrumentos Econômicos para Corrigir as Distorções do Mercado: Externalidades e
Subsídios ..................................................................................................................... 48
6.1 - Conceito de Custo e Preço da Energia Eletrica ................................................... 49
6.2 - Externalidades Procedentes da Energia Eletrica ................................................ .50
6.2.1 - Externalidades Ambientais ............................................................................ 50
6.2.2 - Externalidades Econômicas - Subsídios ........................................................ 51
6.2.3 - Externalidades Políticas ................................................................................ 51
6.2.4 - Externalidades Sociais .................................................................................. 52
6.3 - Externalidades das Energias Renováveis ............................................................ 52
6.3.1 - Externalidades Ambientais: Repercusões da Instrução Normativa nº 7 do
IBAMA ....................................................................................................................... 52
6.3.1.1 – Estudo de Caso: Aplicação da Instrução Normativa nº 7 do IBAMA.....55
6.3.2 - Externalidades Sociais: Criação de Trabalho .............................................. 58
6.3.3 - Externaldiades Econômicas......................................................................... 60
6.4 – Os Subsídios na Economia ................................................................................. 61
6.5 - Conclusões .......................................................................................................... 61
7 - Analise das Principais Alternativas para Redução das Emissões de GEE ................ 63
7.1. - Eficiência Energética.......................................................................................... 64
7.2 - Tecnologias de Energia Renovável ou de Baixa Emissão de Carbono ............... 65
7.2.1 - As Hidrelétricas ............................................................................................. 67
7.2.1.1 – Grandes Hidrelétricas ............................................................................. 67
7.2.1.2 – Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs) ................................................ 69
7.2.2 - Energia Eólica ............................................................................................... 71
7.2.3 - Biomassa (bagaço de cana- de- açúcar) ........................................................ 74
7.2.4 - Resíduos Sólidos Urbanos ............................................................................. 77
ix
7.2.5 - Energia Solar ................................................................................................. 78
7.2.6 - Carvão Vegetal .............................................................................................. 81
7.2.7 – Energias Oceânicas ....................................................................................... 82
7.2.7.1 – Energias das Ondas ................................................................................. 84
7.2.7.2 – Energia de Marés .................................................................................... 86
7.3 - Tecnologias Convencionais ou Avançadas de Geração de Energia .................... 88
7.3.1 - Térmicas a Gás Natural ................................................................................. 88
7.3.2 - Energia Nuclear ............................................................................................. 89
7.4 - Conclusões .......................................................................................................... 90
8 - Aspectos Econômicos da Energia das Ondas ............................................................ 92
8.1 - Modelo Energético RETScreen para Análise de Projetos de Energia das Ondas 93
8.1.1 - Variáveis do Modelo ..................................................................................... 93
8.1.1.1 - Custo de Investimento ............................................................................. 93
8.1.1.2 - Fator de Capacidade Anual (FCA) .......................................................... 94
8.1.1.3 - Custo de Operação e Manutenção (O&M) .............................................. 94
8.1.1.4 - Custo de Combustível ............................................................................. 95
8.1.1.5 - Financiamento ......................................................................................... 95
8.1.1.6 - Preço da Energia Exportada .................................................................... 95
8.1.2 - Apresentação do Modelo de Remuneração ................................................... 96
8.1.3 - Análise de Sensibilidade ............................................................................... 97
8.1.3.1 - Preço da Energia Exportada igual ao Preço Premium Máximo dado
para a Energia Eólica no PROINFA 1 ................................................................... 99
8.2 - Comparativo com as Principais Tecnologias de Geração de Eletricidade
Disponíveis no País .................................................................................................. 100
8.3 - Curva de Aprendizado da Energia das Ondas ................................................... 101
8.4 - Comparação entre os Projetos de Energia das Ondas no Brasil e no Mundo ... 103
8.5 - Conclusões ........................................................................................................ 104
9 - Sumário, Conclusões e Recomendações ................................................................. 105
9.1 - Sumário ............................................................................................................. 105
9.2 - Conclusões ........................................................................................................ 106
9.3 - Recomendações ................................................................................................. 109
10 - Referências Bibliográficas .................................................................................... 110
x
Lista de Figuras: Figura 2.1: Sistema Interligado Nacional (Fonte: ONS, 2011)
Figura 3.1: Ambientes de Comercialização (Fonte: CCEE, 2011)
Figura 3.2: Leilões de Energia Existente (Fonte: CCEE, 2011)
Figura 3.3: Leilões de Energia Nova (Fonte: CCEE, 2011)
Figura 4.1: Evolução do Custo de Geração da Usina (Fonte: THORPE, T., 2002)
Figura 4.2: Curva de Aprendizado de Módulos Fotovoltaicos (Fonte: Parente et al.,
2002)
Figura 4.3: Curva de Aprendizado de Turbinas Eólicas (Fonte: IEA, 2000)
Figura 5.1: Fluxograma para Projetos MDL (Fonte: MCT, 2011)
Figura 5.2: Total de Atividades de Projeto MDL no Mundo (Fonte: MCT, 2011)
Figura 5.3: Número de Projetos do MDL por Escopo Setorial no Brasil (Fonte: MCT,
2011)
Figura 5.4: Capacidade Instalada (%) de Projetos MDL na Área Energética (Fonte:
MCT, 2011)
Figura 6.1: Efeito da Internalização das Externalidades (negativa crescente)
Figura 6.2: Componentes do Custo da Energia
Figura 6.3: Contratos de Compra de Energia Elétrica (R$/MWh) (Fonte: MME, 2009)
Figura 7.1: Tendências Globais de Investimento em Energia Sustentável (Fonte: Pnuma,
2008)
Figura 7.2: Evolução da Potência Instalada de Energia Eólica no Mundo. 1996 - 2008
(Fonte: GWEC, 2009)
Figura 7.3: Incremento de Potência no Parque Eólico Mundial. 1996 - 2008 (Fonte:
GWEC, 2009)
Figura 7.4: Potencial Eólico no Brasil (Fonte: Aneel, 2008)
Figura 7.5: Energia Armazenada nos Reservatórios das Hidrelétricas e Safra de Cana
(Fonte: Guerra e Goldenberg, 2008)
Figura 7.6: Histórico do Desenvolvimento da Capacidade Fotovoltaica Instalada no
Mundo (Fonte: EPIA, 2010)
Figura 7.7: Radiação Solar Média Anual no Brasil (MJ/m² dia) (Fonte: Aneel, 2007)
xi
Figura 7.8: Insolação Solar Média Anual no Brasil (horas) (Fonte: Aneel, 2007)
Figura 7.9: Potencial Energia das Ondas no Mundo (kW por metro) (Fonte: Cornett,
2008)
Figura 7.10: Locais com Alturas de Maré Superior a 5 m, Apropriados para o
Aproveitamento Maremotriz (Fonte: Cornett, 2008)
Figura 8.1: Fluxo de Caixa Cumulativo Projeto Pecém (R$)
Figura 8.2: Evolução dos Projetos de Geração da Energia das Ondas
Figura 8.3: Fluxo de Caixa Cumulativo Projeto Pecém com Preço PROINFA 1 (R$)
Figura 8.4: Evolução do Preço de Energia Nova por Fonte (R$/MWh) (Fonte: CCEE
2011)
Figura 8.5: Curva de Aprendizado da Energia das Ondas no Brasil
Figura 8.6: Comparação entre os Projetos de Energia das Ondas no Brasil e no Mundo
xii
Lista de Tabelas: Tabela 1.1: Participação da Geração Hídrica no Total da Geração Elétrica (Fonte: IEA,
2008)
Tabela 2.1: Emissões de GEE no Brasil (Fonte: MCT, 2009)
Tabela 2.2: Capacidade Instalada por Fonte de Geração 2010 (Fonte: Aneel, 2011)
Tabela 2.3: Consumo Final de Energia Elétrica no Brasil 2005-2030 (TWh) (Fonte:
EPE, 2008)
Tabela 4.1: Preço Premium para o PROINFA 1 (Fonte: EPE 2011)
Tabela 4.2: Contratação do PROINFA 1 (Fonte: EPE, 2011)
Tabela 4.3: Resultados do 1º Leilão de Energias Renováveis (Fonte: EPE, 2011)
Tabela 4.4: Resultados do Leilão de Reserva - Energia Eólica (Fonte: CCEE, 2011)
Tabela 5.1: Projetos de MDL no Brasil (Fonte: MCT, 2011)
Tabela 6.1: Emissões de CO2 por tipo de Fonte
Tabela 6.2: Custo Mitigação do CO2
Tabela 6.3: Efeito da Intenalização da Externalidade (no óleo combustível e no carvão
mineral)
Tabela 6.4: Efeito da Intenalização da Externalidade (no gás natural)
Tabela 6.5: Emprego Mundial Estimado no Setor de Energia Renovável – 2006 (Fonte:
OIT, 2009)
Tabela 7.1: Capacidade Instalada de Energia Renovável (Fonte: GWEC 2009)
Tabela 7.2: PCHs em Fase de Operação, Construção e Outorga (Fonte: Aneel, 2011)
Tabela 7.3: Capacidade Instalada de PCHs 2011 – 2020 (Fonte: EPE, 2011)
Tabela 7.4: Capacidade Instalada de Energia Eólica por País (Fonte: GWEC 2009)
Tabela 7.5: Estimativa do Potencial de Mercado da Bioeletricidade para o SIN (2010 -
2021) (Fonte: Única 2010)
Tabela 7.6: Potencial de Geração de Eletricidade a partir da Incineração de Resíduos
Sólidos Urbanos no Brasil (Fonte: Coppe, 2008)
Tabela 7.7: Projeções da Energia Solar Fotovoltaica para 2030 (Fonte: EPIA, 2010)
Tabela 7.8: Total Teórico da Potencia de Energia das Ondas por Região (Fonte: Mørk et
al., 2010)
Tabela 7.9: Potencial de Energia de Marés na Europa Ocidental (Fonte: Charlier, 2003)
xiii
Tabela 8.1: Composição Atual dos Custos de uma Usina de Energia das Ondas de 1
MW (Fonte: LTS/Coppe, 2011)
Tabela 8.2: Modelo Energético RETScreen Projeto Pecém
Tabela 8.3: Modelo Energético RETScreen Projeto Pecém com Preço PROINFA 1
Tabela 8.4: Exemplos de Políticas Existentes para Incentivar a Energia Oceânica (Fonte:
SRREN, 2011)
Tabela 8.5: Principais Características dos Projetos de Energia das Ondas no Mundo
(Fonte: IPCC, 2011)
xiv
Lista de Abreviaturas:
ABEEólica - Associação Brasileira de Energia Eólica
ACL - Ambiente de Contratação Livre de Energia Elétrica
ACR - Ambiente de Contratação Regulada de Energia Elétrica
ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica
BIG - Banco de Informações de Geração
BNDES - Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social
CCEAR - Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado
CCEE - Câmara de Comercialização de Energia Elétrica
CDE - Conta de Desenvolvimento Energético
CE - Comércio de Emissões (CE)
CEPEL - Centro de Pesquisas de Energia Elétrica
CER - Certificado de Energia Renovável
CERPCH - Centro Nacional de Referência em PCHs
CIMGC - Comissão Interministerial de Mudança Global do Clima
CMN - Conselho Monetário Nacional
CNI - Confederação Nacional da Indústria
CONAMA- Conselho Nacional de Meio Ambiente
CONPET - Programa Nacional de Racionalização do Uso dos Derivados do Petróleo e
do Gás Natural
COPPE - Instituto Alberto Luiz Coimbra de Pós-graduação e Pesquisa de Engenharia
CO2e - Dióxido de Carbono Equivalente
COP-3 - Conferência das Partes realizada em Kyoto, Japão
CTCQA - Câmara Técnica de Controle e Qualidade Ambiental
DCP - Elaboração Documento de Concepção do Projeto MDL
ECO-92 - Cúpula da Terra (Earth Summit) realizada, de 4 a 14 de junho de 1992, na
cidade do Rio de Janeiro
EIA - Estudos de Impacto Ambiental
EOD - Entidade Operacional Designada
EPE - Empresa de Planejamento Energético
ERU - Unidades de Redução de Emissões
FAO - Food and Agriculture Organization of the United Nations
xv
EPIA - Associação Européia da Indústria Fotovoltaica
FCA - Fator de Capacidade Anual
FDL - Fundo de Desenvolvimento Limpo
GEE - Gases de Efeito Estufa
IBAMA - Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis
IC - Implementação Conjunta de Projetos
IEA - Agência Internacional de Energia
IN-7 - Instrução Normativa nº 7 do IBAMA
IPCC - Intergovernmental Panel on Climate Change ou Painel Intergovernamental sobre
Mudanças Climáticas
IPI - Imposto sobre Produtos Industrializados
LFA - Leilão de Fontes Renováveis
LI - Licença de Instalação
LO - Licença de Operação
LP - Licença Prévia
LTS - Laboratório de Tecnologia Submarina
MMA - Ministério do Meio Ambiente
MCT - Ministério de Ciência e Tecnologia
MDL - Mecanismo de Desenvolvimento Limpo
MME - Ministério de Minas e Energia
ONS - Operador Nacional do Sistema Elétrico
OIT - Organização Internacional do Trabalho
O&M - Operação e Manutenção
PBE - Programa Brasileiro de Etiquetagem
PCH - Pequena Central Hidrelétrica
PEE - Programa de Eficiência Energética
PNPB - Programa Nacional de Produção e Uso do Biodiesel
PNUD - Programa das Nações Unidas para o Desenvolvimento
PPAs - Power Purchase Agreement
PROINFA - Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica
PROCEL - Programa Nacional de Conservação de Energia Elétrica
PROCONVE - Programa de Controle da Poluição do Ar por Veículos Automotores
xvi
P+D - Pesquisa e Desenvolvimento
PVPS-IEA - Programa de Sistemas Fotovoltaicos de Potência da Agência Internacional
de Energia
RCEs - Certificados de Redução de Emissões
RIMA - Relatórios de Impacto Ambiental
SIN - Sistema Interligado Nacional
TEP - Toneladas Equivalentes de Petróleo
TJLP - Taxa de Juros de Longo Prazo
UFRJ - Universidade Federal do Rio de Janeiro
UNFCCC - United Nations Framework Convention on Climate Change ou Convenção -
Quadro das Nações Unidas sobre Mudança do Clima
ÚNICA - União da Indústria de Cana de Açúcar
VR - Valor Anual de Referência do Mercado Regulado
WEC - Conselho Mundial de Energia
xvii
1
1 - Introdução
O Brasil apresenta uma posição ímpar no mundo em termos de composição da
sua matriz energética. Um grupo muito pequeno de países pode apresentar elementos
comparativos nesse sentido, entre os quais, Noruega, Venezuela e Canadá, como mostra
a Tabela 1.1. A matriz e o balanço energético colocam, assim, o Brasil com uma grande
vantagem comparativa em termos de indicadores internacionais de emissão de CO2
equivalente (CO2e).
Tabela 1.1: Participação da Geração Hídrica no Total da Geração Elétrica
Países% Hidro no
Total Oferta
Noruega 98,5
Brasil 83,2
Venezuela 72,0
Canadá 58,0
Suécia 43,1
Rússia 17,6
Índia 15,3
China 15,2
Japão 8,7
EUA 7,4
Resto do Mundo 14,3
Média Mundo 16,4 Fonte: IEA, 2010
Dadas as características do Sistema Elétrico Brasileiro, cuja maior fonte primária
é a hidroeletricidade, e onde o Brasil detém uma das maiores reservas de energia
elétrica limpa, renovável, barata e economicamente viável do mundo, há necessidade de
uma complementação por outras fontes de energias, principalmente as provenientes de
fontes renováveis, para garantir a segurança no suprimento frente aos assim chamados
“riscos hidrológicos”.
Neste sentido, o presente estudo abordará a questão da perspectiva presente e
futura da expansão do parque gerador de energia elétrica no Brasil e as implicações que
terão na emissão de Gases de Efeito Estufa (GEE), assim como a necessidade de criar
políticas governamentais para a inserção das energias renováveis de fontes oceânicas na
matriz energética brasileira.
2
O capítulo 2 descreve a base do modelo de geração de energia no Brasil, assim
como a relação que existe entre as emissões de GEE e a geração de energia.
O capítulo 3 é dedicado aos mecanismos de comercialização de energia elétrica,
em particular, os leilões de energia elétrica.
O capítulo 4 compila as políticas que estão sendo aplicadas no Brasil e no
exterior para o desenvolvimento das fontes renováveis, avaliando os resultados
encontrados, e incluindo reflexões sobre a necessidade do Brasil de criar mecanismos
institucionais efetivos para o desenvolvimento de um mercado de energias renováveis
que possibilite o apoio às diversas tecnologias, e não somente aquelas mais
competitivas, permitindo assim que tecnologias menos competitivas, como é o caso das
energias oceânicas, tenham seu desenvolvimento econômico/tecnológico garantido.
O capítulo 5 aborda o cenário mundial e nacional dos projetos MDL e a
obtenção de créditos de carbono no contexto da geração de energia elétrica no mundo,
assim como a particularidade existente no Brasil, destacando a pouca viabilidade de
desenvolver projetos MDL através das energias oceânicas.
O capítulo 6 apresenta alguns dos instrumentos econômicos existentes para
corrigir as distorções existentes no setor de geração de energia elétrica, assim como a
necessidade de incluir esses nas políticas energéticas. O capítulo é complementado
como o estudo de caso da aplicação da instrução normativa numero 7 do IBAMA, assim
como os resultado obtidos.
O capítulo 7 analisa as principais alternativas para a redução das emissões de
GEE, abordando as tendências mundiais e as particularidades encontradas no Brasil.
No capítulo 8 é apresentado o estudo de caso, consistente na realização da
analise econômica das energias das ondas através do uso Modelo Energético
RETScreen, com o objetivo de saber o estágio atual no que se encontra esse tipo de
fonte, e poder decidir que estratégias seguir para fazer viável um projeto de geração
através das energias das ondas.
3
A seguir, no capítulo 9 são feitas as conclusões e recomendações deste trabalho,
seguido das referências bibliográficas.
4
2 - Energia e Emissões de GEE Associados
O modelo de desenvolvimento baseado na maximização do consumo e queima
de combustíveis fósseis vêm ocasionando graves problemas ambientais.
O debate sobre as questões ambientais e energéticas teve seu início após as
publicações da década de 1970. Em Limits to Growth (Meadows et al., 1972), relatório
elaborado pelo Clube de Roma, o padrão de desenvolvimento econômico foi
severamente criticado. O desequilíbrio entre a oferta e a demanda por recursos naturais
foram deflagrados, de forma que, se as tendências atuais de crescimento fossem
mantidas, o mundo alcançaria o limite de sustentabilidade em pouco tempo.
Em seguida, a Conferência de Estocolmo (UN Conference on the Human
Environment, 1972) introduziu a dimensão ambiental na agenda internacional e
ressaltou as dependências entre desenvolvimento e o meio ambiente. Os principais
problemas ambientais identificados afetavam, de maneira geral, todo o globo terrestre,
tais como a destruição da camada de ozônio, o efeito estufa, as mudanças climáticas e a
chuva ácida. A aceleração desses problemas ambientais globais estava ligada ao
desenvolvimento industrial, verificado principalmente nos países ricos e desenvolvidos.
A partir de então, a abordagem de tais problemas ambientais passou a considerar
a dimensão social, à medida que, os países industrializados, por provocarem maiores
danos ao meio ambiente, responderiam em maior proporção em suas ações mitigadoras
do que aqueles em desenvolvimento.
Apesar de haver uma preocupação premente com o meio ambiente, através da
redução da emissão de gases estufa que provocam as mudanças climáticas, o consumo
mundial de energia vem aumentando significativamente. Na atualidade estima-se que
60-65% das emissões mundiais de GEE estejam associadas à produção, conversão e
consumo de energia. Os cenários e tendências de curto e médio prazo indicam que tal
parcela deve continuar significativa, principalmente porque importante fração da
população mundial ainda não tem acesso aos chamados serviços energéticos – ou tem
acesso a serviços energéticos de má qualidade. Em função do crescimento da população
mundial e do desejado aumento da atividade econômica, com a correspondente
5
distribuição de renda, as emissões de GEE associadas ao consumo de energia podem
aumentar em 2050 cerca de 2,5 vezes em relação ao verificado em 2006 (IPCC, 2006).
Portanto, para que as emissões de GEE sejam reduzidas e sua concentração seja
estabilizada em patamares razoáveis, é preciso que em 40-50 anos o sistema energético
mundial passe por um profundo processo de transformação, com diversificação da
matriz energética e mudança de hábitos de consumo (IPCC, 2006).
2.1 - Emissões de GEE Associados no Brasil
O Brasil hoje é um dos grandes emissores de CO2 em razão das queimadas e do
desmatamento. Segundo o estudo publicado pelo Ministério de Ciência e Tecnologia
mostra que o desmatamento em 2005 foi responsável por mais da metade (57,5%) dos
GEE. A segunda atividade que mais contribui para o aquecimento global foi a
agricultura, com 22,1% das liberações, seguida pelo setor de energia, com 16,4%. A
indústria é responsável por apenas 1,7% das emissões e o tratamento de lixo e esgoto,
por 2,2%.
Tabela 2.1: Emissões de GEE no Brasil
Setor Gg CO2eq % Gg CO2eq %
Energia 214.922 15,8% 362.032 16,4%
Processos Industriais 26.686 2,0% 37.097 1,7%
Agricultura 346.668 25,4% 487.399 22,1%
Mudança no Uso da Terra e Floresta 746.429 54,8% 1.267.889 57,5%
Tratamento de Residuos 27.661 2,0% 48.945 2,2%
Total 1.362.366 100,0% 2.203.362 100,0%
1990 2005
Fonte: MCT, 2011
A geração de energia elétrica no Brasil é “limpa”, mas segundo o mesmo estudo,
as emissões de CO2 aumentaram 122% de 1994 a 2008, enquanto a geração de energia
elétrica cresceu 71%. O principal motivo é o aumento do uso de termelétricas movidas a
combustíveis fósseis, em detrimento de hidrelétricas. A geração de energia emitiu 10,8
milhões de toneladas de CO2 há 15 anos e foi responsável por jogar cerca de 22 milhões
de toneladas de CO2 em 2008. O Brasil está se aproximando a um perfil semelhante a
dos países desenvolvidos (MCT, 2009).
6
O grande desafio energético dos países nas próximas décadas será produzir mais
energia sem aumentar, proporcionalmente, a poluição. Sobretudo, para aqueles que
ainda estão em fase de desenvolvimento. Particularmente a tarefa do Brasil parece ser
mais complexa, por envolver a tentativa de manter a matriz energética eminentemente
limpa, por um lado, e, por outro, tendo pela frente a exploração das reservas de petróleo
e gás, mais poluentes, localizadas no pré-sal, pelo que pode se criar uma contradição
sob a ótica ambiental, com a exploração do pré-sal e, portanto, o uso maior dos
combustíveis fósseis, e a redução da presença da hidroeletricidade na matriz energética.
Portanto, do ponto de vista das emissões de GEE, é clara a importância do uso
da energia, bem como é evidente que a mitigação das emissões associadas requer ações
concretas.
2.2 - Programas na Área de Energia
O Brasil e alguns poucos países, como já visto, se diferenciam do resto do
mundo por ter uma matriz energética limpa, mesmo assim, é importante que o país
continue desenvolvendo iniciativas na área de energia que visem a mitigação das
mudanças climáticas, como:
• O Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (Proinfa);
• O Programa Nacional de Conservação de Energia Elétrica (Procel);
• O Programa Nacional de Racionalização do Uso dos Derivados do Petróleo e do
Gás Natural (Conpet);
• O Programa de Controle da Poluição do Ar por Veículos Automotores
(Proconve);
• O Mecanismo de Desenvolvimento Limpo (MDL);
• O Programa Nacional de Produção e Uso do Biodiesel (PNPB);
Proinfa – Coordenado pelo Ministério de Minas e Energia (MME), estabelece a
contratação de 3.300 MW de energia no Sistema Interligado Nacional (SIN), produzidos
por fontes eólica, biomassa e Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs), sendo 1.100 MW
de cada fonte.
7
Procel - Criado em 1985, o programa tem por objetivo o combate ao desperdício na
produção e no uso de energia elétrica, com base no conceito de Eficiência Energética.
Ou seja, com menos energia, obtém-se o mesmo produto ou serviço. Isso assegura uma
redução global de custos e de investimentos em novas instalações do sistema elétrico.
Conpet – Desde 1991, o Programa Nacional da Racionalização do Uso dos Derivados
do Petróleo e do Gás Natural tem como principal objetivo incentivar o uso eficiente de
fontes de energia não-renováveis no transporte, nas residências, no comércio, na
indústria e na agropecuária. O Programa é conduzido pelo Ministério de Minas e
Energia e segue as mesmas diretrizes do Programa Nacional de Conservação de Energia
Elétrica.
A meta do Conpet é obter um ganho de eficiência energética de 25% no uso de
derivados de petróleo e do gás natural nos próximos 20 anos, sem afetar o nível das
atividades dos diversos setores da economia nacional.
Proconve – O Programa de Controle da Poluição do Ar por Veículos Automotores foi
criado em 1986 com o objetivo de reduzir a contaminação atmosférica por meio da
fixação de limites máximos de emissão, induzindo o desenvolvimento tecnológico dos
fabricantes e determinando que os veículos e motores atendam a limites máximos
estabelecidos.
MDL – Os projetos do Mecanismo de Desenvolvimento Limpo podem ser baseados em
fontes renováveis e alternativas de energia, eficiência e conservação de energia ou
reflorestamento. Atualmente, o país ocupa o terceiro lugar entre os países com mais
projetos que reduzem as emissões de carbono.
PNPB – Desde 2005 o Programa Nacional de Produção e Uso de Biodiesel, estimula a
mistura voluntária de 2% de biodiesel. O biodiesel brasileiro é produzido a partir da
reação química de óleos vegetais, como girassol, mamona, soja, babaçu e demais
oleaginosas, ou gorduras animais, com álcool (etanol ou metanol). Desde o início de
2008, a mistura de 2% passou a ser obrigatória, e a adição de 5%, voluntária. A partir de
2013, a meta de 5% será obrigatória.
8
2.3 – Modelo de Geração de Energia no Brasil
A eletricidade é um dos elementos propulsores da atividade humana no mundo
moderno, um insumo essencial à sociedade, capaz de proporcionar qualidade de vida e
desenvolvimento econômico. A produção de energia ocorre pelo aproveitamento de
recursos renováveis, provenientes das forças das águas e dos ventos, do sol e da
biomassa, ou não renováveis, pela utilização de combustíveis fosseis e nucleares. No
Brasil, devido às condições naturais favoráveis e ao grande número de rios, a maior
parte da eletricidade é produzida por geração hidrelétrica, mas também há geração em
termelétricas que utilizam combustíveis como: gás natural, carvão mineral, óleo
combustível, óleo diesel, biomassa, e usinas nucleares. Depois de produzida, a energia
elétrica e transportada através das linhas de transmissão existentes em todo o território
nacional, chegando aos consumidores por redes de distribuição. Para proporcionar o
abastecimento, é necessária a existência de uma complexa indústria de geração e
transmissão, aliada a um eficiente setor capaz de distribuir e comercializar a energia
elétrica produzida.
O Brasil possui uma robusta estrutura de produção e transporte de eletricidade,
constituída por um sistema hidrotérmico de grande porte com predominância
hidrelétrica, grandes reservatórios de regularização plurianual, usinas localizadas em
diferentes bacias hidrográficas, pertencentes a múltiplos proprietários e interligadas por
extensas linhas de transmissão. Segundo dados do BIG - Banco de Informações de
Geração – da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), em 31 de dezembro de
2010 o parque gerador nacional possuía uma capacidade instalada de 109.578 MW,
sendo mais de 79% em usinas hidrelétricas. As termelétricas correspondem 19,5% da
capacidade instalada e complementam a geração de energia por intermédio de usinas a
gás natural, óleo combustível, óleo diesel, biomassa, carvão mineral e usinas nucleares.
Outras formas de geração, como eólica e solar fotovoltaica, correspondem a
aproximadamente 1% da potência instalada.
9
Tabela 2.2: Capacidade Instalada por Fonte de Geração (2010)
FONTE MW% Capacidade
Instalada
Hidro 82.939 75,7%
PCH 3.806 3,5%
Nuclear 2.007 1,8%
Óleo Combustível 2.371 2,2%
Gás 9.180 8,4%
Óleo Diesel 1.497 1,4%
Carvão Mineral 1.765 1,6%
Biomassa 4.496 4,1%
Eólica 831 0,8%
Outros 686 0,6%
TOTAL 109.578 100% Fonte: Aneel, 2011
A maior parte das instalações do sistema elétrico brasileiro encontra-se no
Sistema Interligado Nacional (SIN). A produção de eletricidade das usinas integradas ao
SIN ocorre por meio de uma operação centralizada, realizada pelo Operador Nacional
do Sistema Elétrico (ONS), com o objetivo de garantir o suprimento de energia elétrica
contínuo, seguro e econômico em todo o país. Com a operação integrada das usinas
hidrelétricas, verificam-se ganhos de energia assegurada no sistema, uma vez que há
aproveitamento da diversidade hidrológica entre as bacias e regularização de vazões
afluentes por meio dos reservatórios. Por sua vez, as instalações de transmissão têm a
função de transportar a eletricidade para os centros de consumo e, também,
proporcionam a troca de energia entre regiões. Desta maneira, a interligação permite
que reservatórios situados em diferentes bacias hidrográficas, que não tem nenhuma
ligação física entre si, passem a funcionar como se fossem vasos comunicantes. Nessas
condições, a operação e o despacho centralizado requerem uma ação especial e
temporalmente coordenada. A decisão de produzir ou economizar energia (ou seja,
turbinar ou represar água), inerente ao despacho das hidrelétricas, quando tomada a
montante define as condições de operação das usinas situadas a jusante, e também
influencia o despacho das usinas térmicas que complementam a geração hidrelétrica.
Essa decisão está intrinsecamente ligada ao nível de armazenamento dos reservatórios e
à tendência hidrológica do sistema. É evidente, portanto, que existe uma ligação entre a
decisão operativa em um período qualquer e as suas conseqüências futuras. Todavia,
essa ação coordenada é necessária não somente à operação, mas também às decisões de
10
investimento na expansão do sistema elétrico, haja vista que a viabilidade de novos
empreendimentos depende de sua integração ao conjunto da rede.
Figura 2.1: Sistema Interligado Nacional Fonte: ONS, 2011
É importante observar que existe uma forte relação entre o crescimento da
economia e o mercado de energia elétrica. Entretanto, a dinâmica desse mercado é
função, não apenas do desenvolvimento econômico, como também, da evolução do
perfil de consumo da população, de grandes projetos industriais e das condições
socioambientais. Dada as necessidades da sociedade pelo uso da eletricidade, a
operação e a expansão do sistema elétrico devem refletir uma utilização adequada,
racional, e otimizada dos recursos disponíveis. Com o objetivo de atender aos requisitos
do mercado, as decisões de operação e expansão, devem garantir o suprimento em
níveis de qualidade pré-estabelecidos, de forma sustentável e minimizando os custos
esperados para a sociedade.
Frente ao panorama de desenvolvimento econômico e as mudanças
socioambientais, a expansão do sistema elétrico exige um planejamento prévio e
abrangente. As projeções da Matriz Energética Nacional servem como base para a
11
formulação de políticas energéticas e para o planejamento energético nacional. Os
estudos do Plano Nacional de Energia fornecem orientações estratégicas de longo prazo,
determinando as tendências e as alternativas para as próximas décadas. Em médio
prazo, o Plano Decenal de Expansão de Energia Elétrica define um cenário de referência
para a implantação de novas instalações de geração e transmissão, necessárias ao
atendimento da demanda energética. Com isso, é possível minimizar as incertezas na
elaboração de estratégias dos agentes setoriais e, portanto, estimular uma alocação
eficiente dos investimentos, viabilizando a realização de futuros leilões de energia
elétrica.
A geração hidroelétrica é uma das maiores vantagens competitivas no Brasil,
pois é proveniente de um recurso renovável e abundante. No entanto, o aumento de
estudos especializados sobre o potencial inexplorado, em termos de custos e
aproveitamento ótimo dos recursos hídricos, surge como entrave à expansão da
hidroeletricidade. Especialmente no que diz respeito às exigências ambientais e à
integração aos projetos de usos múltiplos da água, como irrigação, abastecimento,
transporte, turismo, entre outros. Os resultados de novos estudos de inventário do
potencial hidroelétrico nacional e de viabilidade técnica, econômica e sócio-ambiental
devem estabelecer novos paradigmas para os projetos a serem ofertados nos leilões de
compra de energia proveniente de novos empreendimentos de geração. Junto a isso, o
crescimento de termogeração no Brasil trouxe benefícios importantes para a
confiabilidade do sistema elétrico, em termo energético, quando as térmicas são
despachadas e geram eletricidade face ao risco de geração hidrelétrica futura, mas como
vimos anteriormente estas usam majoritariamente combustíveis fósseis, com o
inconveniente da emissão de GEE.
É importante frisar que qualquer estratégia para atender essa demanda deverá
necessariamente contemplar iniciativas na área de eficiência energética. E mais: tais
iniciativas deverão ser adicionais em relação àquelas que já vêm sendo empreendidas no
país. A eficiência no uso da energia, em especial da energia elétrica, deverá integrar a
agenda nacional nos próximos anos. Há mais de 20 anos, iniciativas sistemáticas como
o Procel (Programa Nacional de Conservação de Energia Elétrica) e o PBE (Programa
Brasileiro de Etiquetagem) vêm sendo empreendidas, com resultados expressivos. Por
se tratar de continuidade de ações já executadas, essa dinâmica é intrínseca à evolução
12
da demanda e é tratada como progresso autônomo. Ocorre que o potencial de eficiência
energética é bem maior que a expansão do consumo, refletindo o estágio de
desenvolvimento do país, que é grande. Ações complementares, no sentido de ampliar
esse esforço de eficiência energética, são desejáveis e necessárias. No PNE 2030,
considerou-se que cerca de 10% da demanda de eletricidade em 2030 será atendida por
ações na área de eficiência energética, aí incluídos o progresso autônomo e um
programa específico a implementar.
Ainda pelo lado da demanda, o setor industrial seguirá como principal segmento
do consumo (45%). O setor terciário responderá por quase 26% do consumo em 2030, e
o setor residencial em torno de 24%. (EPE, 2008).
Tabela 2.3: Consumo Final de Energia Elétrica no Brasil 2005-2030 (TWh)
Setor 2005 2010 2020 2030Taxa média de
crescimento (%
a.a.)Industrial 175,4 238,8 362,6 557 4,7%
Agropecuário 15,7 18,5 28,8 57,2 5,3%
Reidencial 83,2 107,5 176,8 302,6 5,3%
Comercial/Público 86,2 109 175,9 326,5 5,5%
Tranportes 1,2 1,1 1,6 2 2,1%
Total 361,7 474,9 745,7 1245,3 5,1% Fonte: EPE, 2008
13
3 - Comercialização de Energia Elétrica
O processo de comercialização envolve a contratação de energia para atender à
demanda da sociedade, a medição e a cobrança do consumo das cargas e os
procedimentos para a remuneração dos agentes de geração e transmissão. FALCÃO
(2005) destaca que, ao contrário dos segmentos de geração, transmissão e distribuição
que são constituídos de usinas, linhas de transmissão, subestações e equipamentos
auxiliares, a comercialização não está vinculada a nenhum equipamento em especial. Na
estrutura tradicional do setor elétrico, estava intrinsecamente associada ao segmento de
distribuição.
3.1- Comercialização de Energia Elétrica
A comercialização de energia elétrica entre os agentes do sistema interligado
nacional, e entre estes e os consumidores, ocorre segundo regras e procedimentos
determinados pela Convenção de Comercialização, expedida pela Aneel. A Câmara de
Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) viabiliza as operações de compra e venda
de energia que são realizadas mediante contratação regulada ou livre, registra e
administra os contratos firmados entre geradores, comercializadores, distribuidores e
consumidores livres, além de efetuar a contabilização e a liquidação financeira das
operações realizadas no mercado de curto prazo. A Lei 10.848/04 e o Decreto 5.163/04
regulamentam a comercialização de energia elétrica nos moldes do atual modelo do
setor elétrico brasileiro, onde coexistem o Ambiente de Contratação Regulada (ACR) e
o Ambiente de Contratação Livre (ACL).
O ambiente de contratação regulada é o segmento de mercado no qual se
realizam as operações de compra e venda de energia elétrica entre os agentes
vendedores e os agentes de distribuição, precedidas de licitação. Os contratos
celebrados no ACR são firmados entre os vencedores de um leilão e cada uma das
distribuidoras participantes como compradoras, denominados de Contratos de
Comercialização de Energia no Ambiente Regulado (CCEAR). O ambiente de
contratação livre é o segmento onde as operações são livremente negociadas entre
agentes de geração, comercialização, exportação, importação e consumidores livres. As
relações comerciais no ACL são regidas por contratos bilaterais de compra e venda de
energia elétrica, nos quais são estabelecidos os volumes de energia e de potência,
prazos, preços e garantias. Os agentes de geração (concessionários de serviço público de
14
geração, produtores independentes ou autoprodutores) e os comercializadores podem
vender energia elétrica nos dois ambientes, mantendo o caráter competitivo de geração.
Todos os contratos resultantes dessas negociações no âmbito do sistema interligado
nacional são registrados na CCEE e servem de base para o processo de contabilização e
liquidação financeira. A figura 3.1 apresenta uma visão geral dos ambientes de
comercialização de energia elétrica.
Figura 3.1: Ambientes de Comercialização
Fonte: CCEE, 2011
3.1.1 - Ambiente de Contratação Livre (ACL) das Energias Renováveis
As fontes renováveis possuem uma atratividade adicional quando comercializadas
no ambiente livre, devido ao mecanismo da contratação incentivada, criada em maio de
1998, através da Lei Nº 9.648. De acordo com este mecanismo, estas fontes de produção
de energia possuem um desconto de pelo menos 50% nas suas tarifas de transmissão e
distribuição e nas de seus clientes. Adicionalmente, é permitido que a energia produzida
por essas fontes seja vendida diretamente a consumidores e mesmo a determinados
conjuntos de consumidores cuja carga seja superior a 0,5 MW.
15
No entanto, os consumidores do ACL em geral só aceitam contratos na modalidade
“quantidade”, onde o vendedor assume o risco de diferenças entre sua produção de
energia e o montante contratado. Devido ao caráter sazonal e variabilidade da produção
de energia das fontes renováveis, a venda de sua energia através de um contrato por
quantidade pode implicar em elevadas despesas financeiras.
3.2 - Leilões de Energia
Os leilões são utilizados como mecanismo de venda e de estímulo à competição e
estão presentes em diversas atividades econômicas. A legislação brasileira, por meio da
Lei 8.987/95, prevê que as concessões de serviços e de obras públicas sejam precedidas
de licitação. No julgamento de licitação será considerado o critério do menor valor da
tarifa do serviço público a ser prestado. São modalidades de licitação: concorrência,
tomada de preços, convite, concurso e leilão (Lei 8.666/93). Em especial, as concessões,
permissões e autorizações de exploração de serviços e instalações de energia elétrica e
de aproveitamento energético dos cursos de água são contratadas mediante licitação.
Os agentes de distribuição do Sistema Interligado Nacional devem garantir o
atendimento à totalidade de seus mercados, mediante contratação regulada, por meio de
licitação na modalidade de leilão. Primeiramente, eles declaram suas necessidades de
energia para atender seus consumidores. Com base na demanda declarada dos
distribuidores, o MME define o montante total de energia elétrica a ser contratada no
ambiente regulado e a relação dos empreendimentos de geração aptos a integrar os
leilões. Para essa tarefa, a Empresa de Planejamento Energético (EPE) submete ao
Ministério de Minas e Energia (MME) o estudo que considera a otimização técnico-
econômica do parque hidrotérmico do SIN, bem como do sistema de transmissão
associado. A EPE habilita tecnicamente os empreendimentos de geração que poderão
participar dos leilões de novos empreendimentos, os quais devem ser registrados na
ANEEL. A ANEEL promoverá a licitação na modalidade de leilão diretamente ou por
intermédio da CCEE. Juntamente com os dados dos empreendimentos a serem leiloados
e as minutas dos contratos de concessão e de compra e venda de energia, o edital
disponibiliza os estudos e projetos necessários à elaboração dos orçamentos e
apresentação das propostas, dentre os quais: estudos de viabilidade técnica, estudos de
impacto ambiental (EIA), relatórios de impacto ambiental (RIMA) e as licenças
ambientais prévias. No edital de licitação para novos empreendimentos de geração,
16
pode constar um percentual mínimo de energia elétrica a ser destinada ao mercado
regulado, podendo a energia remanescente ser destinada ao consumo próprio ou à
contratação no ambiente livre.
A partir dessas diretrizes, a comercialização de energia elétrica realizada no
ambiente regulado, entre agentes de distribuição e geração, é realizada durante o leilão
pelo critério de menor tarifa. Com base nas informações do edital, os geradores podem
solicitar habilitação técnica para a participação no certame, onde são apresentadas suas
ofertas de quantidade e preço de venda da energia proveniente de seus
empreendimentos. Os agentes de geração competem por contratos para fornecimento da
energia demandada pelas concessionárias distribuidoras. Os projetos são contratados em
ordem crescente de preço unitário (R$/MWh), até que o montante acumulado de energia
contratada seja igual à demanda licitada. Resultam desses leilões, os contratos de
compra e venda de energia proveniente de novos empreendimentos de geração ou
empreendimentos de geração existentes, para atendimento dos consumidores das
distribuidoras. No caso de leilão de um empreendimento, o vencedor é o gerador que
ofertar o menor preço por megawatt-hora de energia elétrica, a partir de um preço
inicial.
Os leilões de energia elétrica proveniente de empreendimentos existentes garantem
energia para o cumprimento da obrigação de contratação da totalidade dos mercados das
distribuidoras, entretanto, não produzem efeito na expansão do parque gerador. Ao
passo que, os leilões de novos empreendimentos atendem às necessidades de expansão
da geração e das instalações de transmissão. No ambiente livre, os geradores podem
contratar diretamente com consumidores livres e comercializadores, portanto, a
expansão da geração não se limita aos contratos regulados. Uma vez definidas as novas
usinas geradoras e conhecido o crescimento das cargas é estabelecida a expansão dos
sistemas de transmissão necessários para o transporte da eletricidade desde as fontes de
produção até o local de consumo.
De modo geral, os leilões visam ao atendimento do mercado consumidor das
distribuidoras de energia elétrica e são classificados de acordo com a natureza dos
empreendimentos de geração: leilões de energia existente, para os empreendimentos que
já estão em operação; leilões de energia nova, para os novos empreendimentos licitados
17
durante o leilão; e leilões de fontes alternativas (biomassa, PCH, solar, eólica). Se
considerarmos “A” como o ano previsto para o início do suprimento de energia elétrica
adquirida pelos agentes de distribuição nos leilões de energia, o cronograma para a
realização dos leilões é o seguinte:
• No quinto ano anterior ao ano “A” (chamado ano “A” - 5), é realizado o
leilão para compra de energia de novos empreendimentos de geração;
• No terceiro ano anterior ao ano “A” (chamado ano “A” - 3), é realizado o
leilão para aquisição de energia de novos empreendimentos de geração;
• No ano anterior ao ano “A” (chamado ano “A” - 1), é realizado o leilão para
aquisição de energia de empreendimentos de geração existentes.
Além disso, poderão ser promovidos Leilões de Ajuste, previstos no artigo 26 do
Decreto nº 5.163, de 30/07/2004, tendo por objetivo complementar a carga de energia
necessária ao atendimento do mercado consumidor das concessionárias de distribuição,
até o limite de 1% dessa carga.
Os produtos negociados nos leilões são separados em lotes de energia elétrica (1 lote
= 1 MW médio) de mesma natureza de geração e com a mesma data de início de
suprimento. Em geral, a energia hidrelétrica e termelétrica é contratada pelo máximo
período de duração previsto em lei, trinta anos e quinze anos, respectivamente.
No atual modelo do setor elétrico, desde a publicação da Lei 10.848 e do Decreto
5.163 em 2004, já foram realizados oito leilões de compra de energia proveniente de
empreendimentos existentes e nove leilões de energia nova. Os leilões de energia
existente negociaram 19.987 MW médios conforme a distribuição exibida na Figura
3.2. Sendo que os dois primeiros certames somaram 18.333 MW médios em contratos
de duração de oito anos e início de suprimento entre 2005 e 2008, comprometendo essa
energia até o período de 2012 a 2015. Assim, devido ao grande volume já contratado, os
leilões seguintes foram bastante reduzidos, sendo que o quinto leilão de energia
existente resultou em 204 MW médios. No sexto e sétimo leilões não houve negociação
de energia, o oitavo somou somente 84 MW médios e o nono 98 MW médios.
18
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
8.000
9.000
10.000
1º Leilão
(2004*,
2005**)
1º Leilão (2004*, 2006**)
1º Leilão
(2004*,
2007**)
2º Leilão (2005*, 2008**)
3º Leilão
(2005*,
2006**)
4º Leilão
(2005*,
2009**)
5º Leilão
(2006*,
2007**)
6º Leilão
(2007*)
7º Leilão
(2008*)
8º Leilão
(2009*,
2010**)
9º Leilão
(2010*,
2011**)
9.054
6.782
1.172 1.325
102
1.166
204 0 0 84 98
MW med
Figura 3.2: Leilões de Energia Existente (*Realizado, **Inicio de suprimento)
Fonte: CCEE, 2011
Nos leilões de energia nova, foram negociados 16.929 MW médios, cuja
distribuição entre fontes de geração hídrica e térmica está ilustrada na Figura 3.3. Cabe
destacar a alta contratação de energia termelétrica procedente de fontes fósseis nos
leilões de energia de 2008, além da pouca negociação de energia realizada no ano 2009,
devido à redução da demanda esperada de energia elétrica conseqüente da crise
financeira mundial. No ano 2010 só foi contratada energia procedente de projetos
hídricos. Já no ano 2011 concorreram pela primeira vez fontes tão diferentes como
hidrelétricas, térmicas a gás natural, biomassa e eólicas, surpreendendo o bom resultado
dos projetos eólicos (484 MW médios).
19
Figura 3.3: Leilões de Energia Nova
Fonte: CCEE, 2011
Além disso, foram realizados os leilões para construção de três grandes hidrelétricas
com percentual de 70% da energia gerada reservada ao ACR para ser rateada entre as
distribuidoras habilitadas como compradoras. Os demais 30% poderão ser
comercializados com consumidores livres e comercializadores no ACL. Os contratos
assinados no ambiente regulado terão duração de trinta anos.
• Em 10 de dezembro de 2007 foi realizado o leilão para a construção da UHE
Santo Antônio, no rio Madeira, Estado de Rondônia, com capacidade instalada
de 3.150 MW.
• Em 19 de maio de 2008 foi realizado o leilão para a construção da UHE Jirau, no
rio Madeira, Estado de Rondônia, com capacidade instalada de 3.300 MW.
• Em 20 de abril de 2010 foi realizado o leilão para a construção da polêmica
UHE Bello Monte, no rio Xingu, Estado de Pará, com capacidade instalada de
11.233 MW.
20
3.3 - Conclusões
A Lei 10.848/04 e o Decreto 5.163/04 regulamentam a comercialização de energia
elétrica nos moldes do atual modelo do setor elétrico brasileiro, onde coexistem o
Ambiente de Contratação Regulada (ACR) e o Ambiente de Contratação Livre (ACL).
O ambiente de contratação regulada é o segmento de mercado no qual se
realizam as operações de compra e venda de energia elétrica entre os agentes
vendedores e os agentes de distribuição, precedidas de licitação (leilão). O ambiente de
contratação livre é o segmento onde as operações são livremente negociadas entre
agentes de geração, comercialização, exportação, importação e consumidores livres.
Os agentes de geração (concessionários de serviço público de geração, produtores
independentes ou autoprodutores) e os comercializadores podem vender energia elétrica
nos dois ambientes, mantendo o caráter competitivo de geração.
21
4 - Análise das Políticas para o Desenvolvimento das Fontes Renováveis de
Energia: Proinfa e Leilão de Fontes Alternativas.
DANTAS (2008) relata que o expressivo aumento da demanda por energia
verificado já na primeira década do século XXI e uma projeção baseada nesta
performance para as próximas décadas, em especial devido ao crescimento exponencial
do consumo de energia nos países em vias de desenvolvimento, por si só já ocasiona
dúvidas relativas à segurança do suprimento de energia, indicando assim uma tendência
de crise de energia para o século XXI. Além de aumentar a emissão de gases do efeito
estufa, este aumento do consumo de energia ocorre em um momento que não existem
dúvidas da influência antrópica, sobretudo devido ao setor de energia, nas alterações
climáticas atuais e na necessidade de se mitigar o aquecimento global de forma
imediata. Logo, o combate ao aquecimento global ao restringir a expansão da oferta de
energia potencializa a possibilidade de uma crise de energia no decorrer das próximas
décadas.
O aumento da eficiência energética, tanto no consumo final como na geração de
energia, é o instrumento mais importante para compatibilizar a segurança da oferta de
energia com sustentabilidade ambiental. O outro instrumento utilizado é o aumento da
participação das fontes renováveis de energia na matriz energética mundial, entretanto,
este instrumento ainda é incompatível com o objetivo de ofertar energia a preços
competitivos porque as fontes renováveis de energia possuem um custo de geração
superior às fontes fósseis de energia.
Embora o Brasil tenha uma matriz energética privilegiada com a participação de
aproximadamente 45% de fontes renováveis de energia comparada à média mundial de
13% (MME, 2009), a geração de energia renovável no Brasil ainda encontra-se muito
aquém do seu potencial. A inserção de fontes alternativas energéticas na matriz
energética brasileira está muito mais relacionada à questão da segurança do suprimento
do que ambiental, entretanto, não se pode abstrair a problemática do aquecimento
global.
Fica claro, porém, que este novo direcionamento, visando menor dependência
energética e mais fontes limpas, não se dará meramente via mercado. É fundamental o
estabelecimento de políticas e regulamentos que incentivem tais investimentos. Ou seja,
22
pode-se avaliar que há suficiente percepção de que o mercado, per se, não é suficiente
para indicar os rumos da expansão, principalmente se esta se dá em direção ao aumento
da participação das fontes de energia renováveis, usualmente mais caras.
Por fim, é por meio de política energética que se dá o planejamento do setor elétrico.
E, neste contexto, a política energética tem a possibilidade de, por meio de políticas
públicas, reduzir os custos das energias renováveis, especialmente os custos de capital.
Portanto, é importante que haja esforço governamental que crie, incentive e dê suporte
ao mercado das energias renováveis.
Devido à descrença em que as forças do mercado sejam capazes de promover fontes
renováveis de energia, o governo brasileiro criou programas especiais de contratação de
energia elétrica gerada a partir de fontes renováveis de energia, como o Proinfa e o
leilão de fontes alternativas de energia.
4.1 - Descrição, Caraterísticas e Resultados das Políticas de Energías Renovaveis
no Brasil: Proinfa e Leilão de Fontes Alternativas
A participação predominante da energia hidráulica na geração de energia elétrica
no Brasil, que o diferencia de muitos países, poderia não estimular o aproveitamento de
outras fontes renováveis. No entanto, o cenário internacional para promoção de fontes
de energias mais limpas e a problemática do aquecimento global criaram um cenário
político favorável para promover internamente as fontes de energia renovável, o que
culminou com a criação do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia
Elétrica (PROINFA), em 2002, com o objetivo de aumentar a participação da energia
eólica, biomassa e PCHs no sistema interligado nacional a partir dos Produtores
Independentes de Energia. O Programa foi regulamentado em Março de 2004 (decreto
5.025/04) e é dividido em duas fases: PROINFA 1 e PROINFA 2.
4.1.1 – O Proinfa 1
O PROINFA 1, pretendia inicialmente adicionar 3.300 MW divididos
igualmente pelas três fontes de Energias Renovaveis – 1.100 MW eólica, 1.100 MW
biomassa e 1.100 MW PCHs – ao sistema interligado até o final de 2006. De maneira
geral as principais características do PROINFA 1, de acordo com a Lei 10.438/02 (e
alterada pela Lei 10.762/03), são apresentados abaixo:
23
• Chamada pública para escolha dos projetos – o critério de escolha foi a
data da licença ambiental do projeto, por antiguidade;
• Limite de contratação por Estado de 20% da potência total destinada às
fontes de energia eólica e biomassa e 15% para as PCHs. Essa
limitação, no entanto era preliminar, uma vez que, caso o limite de
1.100 MW de alguma tecnologia não fosse preenchido, o potencial não
contratado passaria a ser distribuído entre os Estados que possuíssem as
licenças ambientais mais antigas (o que realmente se passou
posteriormente);
• Os contratos PPAs (Power Purchase Agreement) foram assinados entre a
Eletrobrás e os Produtores Independentes de Energia por um período de
20 anos;
• Os custos adicionais da geração das energias renováveis, conforme
previsto na lei, serão igualmente distribuídos por todos os
consumidores conectados à rede de energia elétrica excluindo-se os
consumidores de baixa renda (até 80 kWh/mês, mais um segundo grupo
sob condições especiais a ser definido pela ANEEL, até o limite de 220
kWh/mês);
• A Lei define como Produtor Independente de Energia uma empresa que
não seja controlada por qualquer outra empresa dos segmentos de
geração, transmissão ou distribuição de energia elétrica;
• Os fabricantes de equipamentos podem participar como Produtores
Independentes de Energia;
• O índice de nacionalização exigido para o PROINFA 1 foi de 60 % entre
equipamentos e serviços;
• Possibilidade de financiamento de até 80% pelo BNDES, desde que
sejam apresentadas as garantias exigidas.
Além disso, foi estabelecido um preço fixo de compra da energia a ser gerada
por essas fontes (preço premium), a exemplo do “Feed-in Tariffs”, correspondendo ao
valor econômico de cada fonte e corrigido mensalmente pelo IGP-M, conforme
mostrado na Tabela 4.1 abaixo.
24
Tabela 4.1: Preço Premium para o PROINFA 1
Fonte de EnergiaPreço Premium R$/MWh
(Março 2004)
Pequenas Centrais
Hidrelétricas117,02
Energia eólica 180,18 - 204,35
Biomassa
Bagaço de cana 93,77
Casca de arroz 103,20
Residuos de madeira 101,35
Biogás de aterro
sanitário169,08
Fonte: EPE, 2011
A chamada pública realizada até 10 de maio/04 atraiu cerca de 6.601 MW em
projetos, sendo 1.924 MW PCH, 995 MW biomassa, e 3.681 MW de energia eólica. No
entanto a chamada pública para escolha dos projetos não atraiu os projetos de biomassa
da forma que se esperava. Assim a oferta de bioeletricidade ficou aquém da esperada,
sendo necessária uma nova distribuição da potência contratada por tipo de fonte. O
preço premium de R$ 93,77 em março de 2004 foi considerado muito baixo pelos
agentes do setor sucroalcooleiro, vide a tabela a seguir.
Tabela 4.2: Contratação do PROINFA 1
Fonte de Energia Potência Contratada (MW)
Pequenas Centrais
Hidrelétricas1.191,24
Energia eólica 1.422,92
Biomassa 685,24
Total 3.299,40
Fonte: EPE, 2011
25
4.1.2 – O Proinfa 2
A segunda fase do PROINFA (PROINFA 2), foi definida visando assegurar “...
que 5% do incremento anual da energia elétrica a ser fornecida ao mercado consumidor
nacional, a partir de 2006, seja atendido por energia eólica, biomassa e PCHs de forma
que em 2020 essas fontes forneçam 10% do consumo anual de energia elétrica no
Brasil”. Esta fase tinha como características:
• Chamadas públicas para a quantidade de energias renováveis
determinada pelo valor de 15% do incremento anual de energia elétrica
no consumo final;
• Índice de nacionalização de 90% para equipamentos e serviços;
• Utilização dos recursos da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE)
para subsidiar a diferença do custo de geração das energias renováveis
versus energia convencional;
• Emissão de um Certificado de Energia Renovável (CER) que seria
emitido pelo produtor, constando informações jurídicas sobre o mesmo,
o tipo de fonte primária utilizada e a quantidade de energia
comercializada, ou seja, um certificado de origem. Este certificado
deveria então ser apresentado à ANEEL para que as metas fossem
anualmente fiscalizadas e controladas.
Conforme podemos notar, o PROINFA 2 já incluía uma possibilidade do uso de
certificados para atestar a origem, pavimentando o caminho para um possível sistema de
quotas com certificados verdes.
A expectativa do governo, na realidade, era que o PROINFA 1 fosse suficiente
para deslanchar as fontes renováveis no Brasil e reduzisse os custos de geração.
Portanto, em sua segunda fase, as fontes renováveis poderiam atuar num mercado mais
competitivo. Conforme veremos a seguir, esse fato não se confirmou.
4.1.3 - O Leilão de Fontes Alternativas de Energia
O Leilão de Fontes Renováveis (LFA) foi o mecanismo criado pelo MME em
substituição a segunda fase do PROINFA já que os objetivos originais não foram
atingidos. O leilão, realizado em 18 de junho de 2007, adotou a mesma estrutura dos
26
leilões de energia nova A-3: negociação de contratos de quantidade com a duração de
trinta anos para empreendimentos hídricos e contratos de disponibilidade com a duração
de quinze anos para as demais fontes.
A EPE habilitou oitenta e sete empreendimentos para o LFA totalizando uma
potência instalada de 2.803 MW, dos quais 1.019 MW eram de usinas de biomassa. Do
montante total, apenas 1.165 MW foram efetivamente ofertados no leilão porque
somente trinta e oito usinas apresentaram garantias físicas na Aneel. O resultado do
leilão foi extremamente decepcionante com a comercialização de apenas 638,3 MW,
sendo comercializados 541,9 MW de usinas de biomassa dos 1.019 MW inscritos. A
tabela a seguir detalha o resultado do LFA:
Tabela 4.3: Resultados do 1º Leilão de Energias Renováveis
Fonte de EnergiaPotência Contratada
(MW)N˚ Projetos
Preço
(R$/MWh)
Pequenas Centrais Hidrelétricas 96,74 46 134,99
Biomassa (bagaço de cana-de-açúcar) 511,90 115
Biomassa (criadouros avícolas) 30,00 25
Total 638,64 186 137,32
138,85
Fonte: EPE, 2011
4.1.4 - Leilões Específicos de Fontes Renováveis de Energia: Leilão de Energia
Eólica
O primeiro leilão para contratar especificamente energia eólica, foi realizado no
dia 14 de dezembro de 2009, nasceu com o objetivo de alavancar este tipo de fonte,
sendo que as inscrições superaram as expectativas. Nada menos do que 10.005
megawatts, ofertados por 339 projetos, se habilitaram. Contratos de 20 anos e alíquota
zero do imposto sobre produtos industrializados (IPI) para equipamentos nacionais
fazem parte do pacote que justificou tamanha atratividade.
Do montante total foram contratados 1.805,7 MW, a um preço médio de venda
de R$ 148,39/MWh. Com o leilão, será viabilizada a construção de um total de 71
empreendimentos de geração eólica em cinco estados das regiões Nordeste e Sul.
27
O leilão de energia eólica foi realizado na modalidade de reserva, que se
caracteriza pela contratação de um volume de energia além do que seria necessário para
atender à demanda do mercado total do país. O leilão foi bastante disputado, com
deságios entre 19% e 31% sobre o preço teto que foi estabelecido em R$ 189/MWh,
sendo o preço médio, de R$ 148,39 o MWh, surpreendendo até os mais otimistas.
No ano 2010 e 2011 foram realizados dois novos leilões na modalidade de
reserva, destacando a participação da energia eólica. Do montante total foram
contratados 528 MW em 2010 e 861 MW em 2011 a preços cada vez mais
competitivos. Em 2011 a eólica foi negociada abaixo de R$ 100 o MWh e passou a ser
comparável com a energia hidrelétrica.
Com esse resultado, a energia eólica triplica sua participação na matriz
energética nacional, passando de 831 MW em 2010 para 7.022 MW em 2015 (EPE,
2011). O que demonstra o sucesso de fazer um leilão específico por tipo de fonte (vide
Tabela 4.4).
Tabela 4.4: Resultados do Leilão de Reserva - Energia Eólica
Leilão Reserva
(Eólica)Projetos (N°)
Potência
Contratada (MW)
Preço Medio
(R$/MWh)
2009 71 1086 148,39
2010 20 528 122,69
2011 34 861,1 99,54
Total 125 2475,1 Fonte: CCEE, 2011
4.1.5 - Projeto de Lei Nº630 de 2003 sobre Fontes Renováveis de Energia
Na atualidade está sendo debatida a implantação da lei Nº630 que estabelece
incentivos à produção de energia a partir de fontes alternativas renováveis e
bicombustíveis e ao hidrogênio para fins energéticos, que tem como objetivo o
desenvolvimento desse tipo de fontes de energia.
Para os efeitos desta lei, consideram-se fontes alternativas renováveis a energia
eólica, solar, geotérmica, maremotriz, de pequenos aproveitamentos hidráulicos, da
biomassa, dos bicombustíveis e das ondas do mar.
28
Incentivo à Produção de Energia Elétrica à Partir das Fontes Alternativas
Renováveis
As concessionárias, permissionárias e autorizadas do serviço público de
distribuição de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional – SIN deverão, a partir
de 2011, por um período de dez anos, contratar, anualmente, por meio de licitação na
modalidade de leilão, uma capacidade mínima de geração de energia elétrica de:
• 200 MW médios provenientes da fonte eólica;
• 200 MW médios produzidos a partir da biomassa;
• 200 MW médios oriundos de Pequenas Centrais Hidrelétricas.
Características:
• O critério de escolha dos empreendimentos, que deverão ter capacidade instalada
superior a 1.000 quilowatts (kW), será, para cada tecnologia, o menor preço
oferecido por unidade de energia.
• Os contratos celebrados terão prazo de vigência de vinte anos, contados da data
neles estabelecida para o início da operação comercial dos empreendimentos de
geração.
• Somente poderão participar dos leilões, produtores que comprovem um grau de
nacionalização mínimo de equipamentos e serviços de sessenta por cento, para
cada empreendimento.
Além, a partir do ano de 2011, as concessionárias, permissionárias e autorizadas
do serviço público de distribuição de energia elétrica do SIN deverão realizar, pelo
menos uma vez a cada ano, chamada pública para a aquisição de energia elétrica
produzida a partir de fontes alternativas renováveis em plantas com capacidade de
geração superior a 50 kW e igual ou inferior a 1.000 kW.
Características:
• A energia adquirida classifica-se na modalidade de geração distribuída.
• Deverá ser demandada pelos agentes de distribuição, anualmente, uma
quantidade de energia que faça com que as fontes alternativas renováveis
29
atendam, no mínimo, a cinco por cento do incremento anual da energia elétrica a
ser fornecida ao respectivo mercado consumidor, compensando-se os desvios
verificados entre o previsto e o realizado em cada exercício subseqüente.
• A produção de energia elétrica a partir de fontes alternativas renováveis, nesta
forma deste artigo, será remunerada pelos seguintes valores:
� Valor Anual de Referência do Mercado Regulado – VR, acrescido de dez
por cento, para o caso de pequenos aproveitamentos hidráulicos e de
centrais termelétricas que utilizem biomassa proveniente de atividades
agropecuárias, florestais e industriais;
� VR, acrescido de vinte por cento, para o caso de centrais termelétricas
que utilizem biomassa proveniente de resíduos urbanos e do tratamento
de esgotos;
� VR, acrescido de cinqüenta por cento, para o caso da energia elétrica
proveniente da fonte eólica, solar, geotérmica, maremotriz e das ondas
do mar.
• Nas chamadas públicas, terão prioridade para contratação os empreendimentos
com maior índice de nacionalização de equipamentos e serviços, bem como
aqueles viabilizados por meio de condomínio de pequenos produtores de
energia.
• Os contratos celebrados terão prazo de vigência de vinte anos, contados da data
neles estabelecida para o início da operação comercial dos empreendimentos de
geração.
• As unidades geradoras contratadas estarão isentas do pagamento de tarifas de
uso dos sistemas de transmissão e distribuição de energia elétrica.
• Os custos referentes à aquisição de energia elétrica serão rateados, após prévia
exclusão da Subclasse Residencial Baixa Renda, entre todas as classes de
consumidores finais, proporcionalmente ao consumo verificado.
30
Incentivo à Produção de Energia Elétrica à Partir das Fontes Renováveis para
Sistemas Isolados
A partir do ano de 2011, toda nova geração de energia elétrica necessária para
atender os mercados consumidores situados em regiões de sistemas elétricos isolados
deverá ser realizada, prioritariamente, por meio de fontes renováveis de energia elétrica.
Características:
• As concessionárias, permissionárias e autorizadas de serviço público de
distribuição de energia elétrica que atuem em sistemas isolados deverão realizar
chamadas públicas anuais para a contratação de energia elétrica proveniente de
fontes renováveis para atender a todo incremento dos respectivos mercados
consumidores ou para a substituição de geração existente.
• Não havendo nas chamadas públicas referidas no ponto anterior oferta de
energia suficiente para atender a toda necessidade de geração adicional, o
montante remanescente poderá ser suprido por meio de novas centrais
termelétricas que utilizem combustíveis fósseis.
• Nos sistemas isolados, a produção de energia elétrica a partir de fontes
alternativas renováveis, será remunerada pelos seguintes valores:
� VR, acrescido de quinze por cento, para o caso de pequenos
aproveitamentos hidráulicos e de centrais termelétricas que utilizem
biomassa proveniente de atividades agropecuárias, florestais e
industriais;
� VR, acrescido de trinta por cento, para o caso de centrais termelétricas
que utilizem biomassa proveniente de resíduos urbanos e do tratamento
de esgotos;
� VR, acrescido de setenta e cinco por cento, para o caso da energia
elétrica proveniente da fonte eólica, solar, geotérmica, maremotriz e das
ondas do mar.
• Nas chamadas públicas, terão prioridade para contratação os empreendimentos
com maior índice de nacionalização de equipamentos e serviços.
31
É importante que a Lei Nº630 seja aprovada e implantada, já que com ela se estará
dando um passo importante para o desenvolvimento das fontes de energia renováveis no
país, atraindo novos investidores e novas fontes de geração de energia, como é o caso da
maremotriz e das ondas do mar.
4.2 - Análise das Políticas para o Desenvolvimento das Fontes Renováveis de
Energia
As fontes alternativas de energia possuem um custo superior às fontes
convencionais de energia. Logo, a geração de energia renovável necessita de políticas
públicas para a sua inserção a curto e médio prazo até que no longo prazo a difusão
tecnológica e o caráter decrescente da curva de aprendizado a torne competitiva com a
geração convencional. Os instrumentos mais comumente utilizados para a promoção de
fontes renováveis de energia são leilões específicos para contratação de energia
renovável, certificados verdes e principalmente tarifas feed-in (COSTA, 2006).
Os resultados das políticas e instrumentos específicos utilizados pelo governo para a
contratação de energia elétrica produzida a partir de fontes renováveis de energia foram
bastante frustrantes, pelas inúmeras chamadas que foram necessárias para atingir a
demanda, os atrasos nas obras no âmbito do PROINFA, e pela quantidade irrisória de
energia contratada no leilão de fontes alternativas de energia (LFA). A análise dos
resultados está diretamente relacionada à discussão da remuneração que viabilize as
fontes alternativas de energia, pois os empreendedores alegaram que a reduzida oferta
de energia era fruto do preço teto oferecido, além da indefinição em relação às regras de
conexão à rede básica (LA ROVERE, 2005).
Apesar de apresentarem resultados insatisfatórios, o PROINFA e o LFA emitiram
sinais importantes que serviram de inputs no delineamento dos futuros instrumentos de
contratação de empreendimentos de geração de energia elétrica a partir de fontes
alternativas e renováveis, como foi o caso do leilão de energia eólica.
Até o momento o Brasil não dispõe de mecanismos institucionais efetivos para o
desenvolvimento de um mercado de energias renováveis, sendo que o Proinfa, principal
32
programa federal de incentivo à promoção de fontes alternativas de energia elétrica, so
contemplou a possibilidade de financiar a geração de energias eólica, biomassa e PCHs,
deixando fora do programa outros tipos de fonte com elevado potencial no Brasil, por
ter um acesso privilegiado, como são a energia solar fotovoltaica e as energias
oceânicas, pelo que se faz necessária a aprovação da Lei Nº630 sobre fontes renováveis
de energia.
Experiências de países como Alemanha, Dinamarca e Espanha mostram que apesar
da existência de barreiras financeiras à adoção de fontes renováveis de energia é
plenamente viável com a criação de programas bem estruturados de incentivos
governamentais, lembrando que sua concepção exige uma mudança radical na forma
usar, distribuir e consumir energia. Esses esforços tem se materializado em ações
práticas de eliminação gradual das fontes poluidoras e não sustentáveis de energias, na
implementação de constantes soluções renováveis e na desvinculação gradual do
crescimento econômico do consumo de combustíveis fósseis.
Fato em comum dessas experiências é ser resultado de leis de incentivo, como as
"feed-in tariff", que tem se transformado no principal mecanismo de desenvolvimento
de tecnologias para geração de energia renovável na Europa.
4.3 - Curva de Aprendizado das Energias Renováveis
A curva de aprendizado descreve quanto o custo marginal de um produto
decresce na medida em que a produção acumulada aumenta, refletindo no valor do
produto o ganho da experiência adquirida. O custo marginal tende a reduzir-se com o
aumento da produção devido à aplicação de novos processos, experiência adquirida,
economia de escala e até mesmo mudanças no próprio produto, com inovações, novos
formatos e normalizações.
As tecnologias emergentes, como é o caso das energias oceânicas, são capazes
de obter maiores aprendizados, pois sua potência instalada no mundo ainda é reduzida.
Logo, existe relativa facilidade para dobrar a produção e obter a redução de custos
esperada.
33
Isto pode ser visto através da figura 6.4, que ilustra como se processa a evolução
do custo de geração de uma tecnologia em desenvolvimento como é o caso das energias
oceânicas.
Figura 4.1: Evolução do Custo de Geração da Usina Fonte: THORPE, T., 2002
No estágio 1 inicial uma idéia primária é apresentada com suas promessas e
respectiva previsão de custo. No estágio 2 a idéia passa pelas primeiras investigações,
certos problemas são identificados e os custos atingem novos patamares. O estágio 3
representa a concepção totalmente desenvolvida, com inclusão dos custos de solução
dos problemas apresentados anteriormente, elevando os custos aos patamares mais
altos. Esta evolução obriga a uma mudança radical e/ou novas considerações, ilustradas
pelo estágio 4. No estágio 5 as mudanças levam a uma redução nos custos. No estágio 6
um novo projeto é adotado em função das modificações sugeridas para a redução de
custo. Deste ponto reinicia-se a escalada do estágio 2, e assim por diante, de uma forma
cíclica, até este alcançar o ponto de equilíbrio aceitável.
O Programa de Sistemas Fotovoltaicos de Potência da Agência Internacional de
Energia (IEA, 2000) confirma esta teoria, pois indica que os módulos fotovoltaicos
apresentam redução de 15% a 20% em seu custo cada vez que o mercado duplica. Na
última década o mercado aumentou consideravelmente, confirmando uma redução de
30% no valor dos módulos e de 40% nos sistemas (IEA, 2000).
A taxa de progresso é obtida da curva de aprendizado, indicando para quanto
passou o novo preço após o mercado ter duplicado. Por exemplo, uma taxa de 80%
34
indica que, ao dobrar a produção, o novo valor passará a ser 80% do anterior, o que
significa dizer que estará 20% mais barato. A curva de aprendizado do módulo
fotovoltaico, entre 1981 e 2000, é apresentada na figura 6.5. A taxa de progresso variou
durante este período, estando no ano 2000 em 77,4%, correspondendo a 22,6% de
redução de custo a cada duplicação do mercado.
Figura 4.2: Curva de Aprendizado de Módulos Fotovoltaicos Fonte: Parente et al., 2002
Para efeito de comparação, a curva de aprendizado para turbinas eólicas é
apresentada na figura 6.6. Nota-se que a taxa de progresso é de 96%, reduzindo apenas
4% do valor a cada duplicação do mercado, devido ao fato das turbinas utilizarem
componentes que já alcançaram maturidade tecnológica em outras áreas.
Figura 4.3: Curva de Aprendizado de Turbinas Eólicas Fonte: IEA, 2000
35
Existem muitos fatores que poder causar a redução nos custos de uma tecnologia
(JUNGINGER, 2005): aprendizado ao se realizar uma atividade, melhorando-se a
metodologia, aumentando-se a eficiência; inovações causadas por pesquisas, utilizando-
se novos materiais, por exemplo, ou a introdução de novos processos de produção;
melhorando a interação entre os institutos, as indústrias dando a possibilidade de um
aprendizado pela difusão do conhecimento; padronização da produção possibilitando a
produção em massa; redesenho de produtos individuais, por exemplo, aumentando a
potência de uma turbina que pode reduzir os custos por turbina.
As energias oceânicas, por usarem tecnologias ainda pouco desenvolvidas,
apresentam uma grande possibilidade de aprendizado e, conseqüentemente, de redução
de custos.
4.4 - Conclusões
O fato de possuir uma matriz energética limpa faz com que o Brasil corra o risco de
perder grandes oportunidades geradas pelas tecnologias que permitirão a transição para
uma economia de baixo carbono.
A inserção de fontes alternativas de energia elétrica é de suma importância para a
garantia da segurança do suprimento através da expansão e da diversificação da matriz
elétrica brasileira. Dentre estas fontes, destacam as energias oceânicas por apresentar
um grande potencial.
As fontes alternativas e renováveis de energia elétrica possuem um maior custo
de investimento em comparação com as fontes convencionais, no momento de seu
desenvolvimento inicial. No entanto, a exploração de economias de escala e o caráter
decrescente da curva de aprendizado reduzem este custo ao longo do tempo. Neste
sentido, tratando-se de fontes de energia que contribuem para segurança energética, ao
diversificarem a matriz energética, mitigarem o risco hidrológico e reduzirem as
emissões de gases do efeito estufa, a intervenção do Estado em um momento inicial
através de instrumentos de promoção e incentivos destas fontes de energia é
inteiramente justificável e é a política adotada nos países mais desenvolvidos e na China
(CASTRO et al, 2009).
36
No entanto, algumas barreiras para a promoção das energias renováveis foram
observadas neste capítulo, e a principal delas é relacionada a indefinição por que passa
hoje a política de energias renováveis, demonstrando que no Brasil a promoção de
fontes de energia renovável ainda carece de um enfoque no planejamento de longo
prazo e marcos regulatórios que não comprometam a continuidade da expansão destes
tipo de fontes. Esse fato traz grandes inseguranças aos agentes de mercado,
principalmente aqueles ligados às novas tecnologias, que receiam aportar grandes
volumes de capital e investir em um setor cuja definição futura é incerta. Dessa forma,
cabe ao governo em última instância decidir até que ponto as energias renováveis são
importantes para o desenvolvimento do país.
Na realidade, uma política de promoção das energias renováveis deve
preferencialmente possibilitar o apoio às diversas tecnologias, e não somente aquelas
mais competitivas permitindo assim que tecnologias menos competitivas tenham seu
desenvolvimento econômico/tecnológico garantido. Uma forma de se viabilizar seria a
concepção de uma política que englobasse uma “cesta” de tecnologias, onde o apoio a
tecnologias de menor custo contribui para reduzir o custo global do sistema de
promoção e ao mesmo tempo aumentar a eficiência na geração de Energias Renováveis
(COSTA, 2006).
37
5 - Créditos de Carbono no Contexto da Geração de Energia Elétrica.
O primeiro instrumento internacional a versar sobre as alterações no clima foi a
Convenção-Quadro das Nações Unidas sobre Mudança do Clima (United Nations
Framework Convention on Climate Change – UNFCCC), também conhecida como
Convenção-Quadro. Apesar de ter-se projetado durante a Cúpula da Terra (Earth
Summit), realizada, de 4 a 14 de junho de 1992, na cidade do Rio de Janeiro (ECO-92),
a Convenção-Quadro foi concebida em Nova York, em 9 de maio de 1992.
Na Conferência das Partes realizada em Kyoto, Japão (COP-3) em 1997,
chegou-se a um consenso sobre os princípios e os mecanismos que seriam consolidados
em um documento que ficou conhecido como Protocolo de Kyoto.
O Protocolo de Kyoto, assinado por 141 países, teve a adesão da Rússia em 18
de novembro de 2004, atingindo, dessa forma, a cota mínima para a sua entrada em
vigor, que dependia da ratificação, de pelo menos, 55 partes e de que os países do
Anexo I que o ratificarem tenham sido responsáveis, em 1990, por pelo menos 55 % das
emissões totais de dióxido de carbono daquele conjunto. No Brasil, o Protocolo de
Kyoto foi aprovado pelo Decreto Legislativo n. 144, de 20 de junho de 2002. Destaca-se
a ausência do maior emissor de dióxido de carbono do planeta, os EUA em virtude da
recusa de seu representante a ratificar a celebração do documento. Sua vigência iniciou-
se em 21 de março de 1994, sofrendo, até 30 de maio de 2010, um total de 179
ratificações (UNFCCC, 2010).
Neste contexto se estabeleceu então os “Mecanismos de Flexibilização” com o
objetivo de se evitar as pesadas multas impostas às empresas do Anexo I que não
conseguem reduzir as suas emissões de gases estufas, fazendo do mercado de carbono
uma realidade nos países em desenvolvimento. Dentro deste cenário se vê a importância
de relacionar os projetos de créditos de carbono com o mercado de comercialização de
energia elétrica brasileira, pois este mecanismo de créditos acaba se tornando um
incentivo para viabilizar projetos de energias renováveis que se caracterizam pelos
custos elevados de implantação.
38
5.1 - Mecanismos de Flexibilização
O Tratado de Kyoto criou três mecanismos para auxiliar no cumprimento das
metas estabelecidas. Dois desses mecanismos são de exclusiva aplicação entre os países
do Anexo I: A Implementação Conjunta de projetos (IC) e o Comércio de Emissões
(CE). O terceiro é o Mecanismo de Desenvolvimento Limpo (MDL), que envolve
países do Anexo I e os não incluídos no Anexo I, abrindo oportunidades para países
como o Brasil.
Na IC o Artigo 6 do Tratado de Kyoto institui que uma empresa de um país do
Anexo I ou os próprios países do Anexo I podem financiar projetos específicos para
redução de emissões em outros países do Anexo I, recebendo créditos por isso, as
chamadas Unidades de Redução de Emissões (ERU). De acordo com o Tratado, os
projetos de Implementação Conjunta que têm caráter bilateral, só poderão gerar ERUs a
partir de 2008 e têm vigência até 2012, quando termina a primeira fase de Kyoto. O
objetivo desse mecanismo é facilitar e tornar mais barato para cada país chegar à sua
meta de redução de emissões de gases de efeito estufa.
O CE da mesma forma que a IC é aplicada apenas aos países do Anexo I,
estabelecendo um mercado de compra e venda do “direito de emitir gases de efeito
estufa” (crédito de carbono). Assim, países que poluem mais podem comprar créditos
daqueles que conseguirem reduzir suas emissões.
O MDL é praticamente fruto de uma proposta brasileira de estabelecimento de
um fundo que, com algumas modificações, foi adotada em Kyoto. A proposta brasileira
foi de estabelecer uma “penalidade” aos países do Anexo I, conforme a contribuição de
cada um para o aumento da temperatura global acima dos limites autorizados, de modo
a criar um Fundo de Desenvolvimento Limpo (FDL). Esse fundo evoluiu para o
chamado Mecanismo de Desenvolvimento Limpo (MDL).
É a alternativa que mais interessa aos países que não estão no Anexo I, ao
permitir que esses países possam investir em projetos de redução de emissões alocados
nos países em desenvolvimento, onde não há a obrigação de cortar emissões e o custo
de implementação desses projetos é menor.
39
Esse mecanismo acaba permitindo a certificação de projetos de redução de
emissões e a posterior venda desses certificados aos países desenvolvidos, como modo
de suplementar o cumprimento das metas pelos países do Anexo I países de redução da
emissão de gases.
O artigo 12 do Tratado de Kyoto trata de mecanismo flexível entre países do
Anexo I e países não-Anexo I, o MDL. Em síntese trabalha com dois objetivos
principais:
• Ajudar os países não-Anexo I a conquistar o desenvolvimento
sustentável;
• Ajudar os países do Anexo I a obedecer seus compromissos de
redução e de limitação de emissões de gases de efeito estufa (GEE) previstos no
artigo 3 do Tratado.
O MDL é uma ferramenta que promove uma melhor alocação, na ótica do
investidor, visto que as empresas impossibilitadas, ou que não desejam devido sua
estrutura de custos, reduzir suas emissões possam adquirir os Certificados de Redução
de Emissões (RCEs) para cumprir parte de suas obrigações representadas pelas cotas de
emissões. Da ótica do país em desenvolvimento (não-Anexo I), o Mecanismo de
Desenvolvimento Limpo tem por premissa que o projeto certificado contribuirá para o
desenvolvimento sustentável local, pelo que constitui numa grande oportunidade para o
desenvolvimento de programas de redução de emissão (ou absorção) de CO2,
principalmente no que se refire as energias renováveis e a projetos de aumento de
eficiência energética. Na implementação desses projetos, conta-se com a possibilidade
de transferência de tecnologia e de recursos externos de empresas de países do Anexo I,
interessadas na obtenção de certificados de redução de emissão de gases de efeito
estufa.
Os RCEs são emitidos por organizações credenciadas e corresponderão a
reduções que decorram da implementação de um projeto, sem a existência do qual as
emissões seriam mais elevadas.
40
5.2 - Elegibilidade de Projetos
De uma forma geral, as atividades de projeto de redução ou remoção de
emissões serão elegíveis para o MDL desde que atendam aos seguintes requisitos:
• Participação voluntária;
• Redução de emissões de gases de efeito estufa (GEEs) devem ser adicionais
àquelas que ocorreriam na ausência da atividade certificada de projeto. Por isso,
um dos aspectos mais cruciais do MDL é saber qual é o “Cenário de Referência”
pois é o cenário de referência que estabelece o ponto de partida ou a Linha de
Base (Baseline). A partir deste cenário é que serão calculadas as emissões
reduzidas ou evitadas pelo projeto candidato;
• A atividade de projeto deve assistir a Parte não incluída no Anexo I a atingir o
desenvolvimento sustentável;
• A atividade de projeto deve levar a benefícios reais, mensuráveis e de longo
prazo relacionados com a mitigação da mudança do clima (metodologia
aplicável aprovada pelo conselho executivo do MDL).
5.3 - Etapas para Obtenção de Créditos de Carbono - Fluxo do Processo
As atividades de projeto que pretendem obter RCEs, segundo as regras do MDL,
precisam cumprir as várias etapas do chamado Ciclo do Projeto:
• Elaboração do Documento de Concepção do Projeto;
• Validação e Aprovação;
• Registro;
• Monitoramento;
• Verificação/Certificação;
• Emissão e aprovação das RCEs.
5.3.1 - Elaboração Documento de Concepção do Projeto (DCP)
O DCP deve seguir o modelo padronizado para sua elaboração, o qual deve
descrever: as atividades de projeto e seus participantes; a metodologia da linha de base;
as metodologias para cálculo da redução de emissões de gases de efeito e das fugas; a
definição do período de obtenção de créditos; o plano de monitoramento; a justificativa
41
para adicionalidade da atividade de projeto; incluído o relatório de impactos ambientais
e outras informações relevantes.
5.3.2 - Validação e Aprovação
A Entidade Operacional Designada (EOD), com base no Documento de
Concepção de Projeto submetido, avalia e valida o projeto de MDL proposto e, em
seguida, submete-o ao Conselho Executivo, já tendo recebido a aprovação formal do
projeto pela Autoridade Nacional Designada.
5.3.3 - Registro
O registro do projeto de MDL equivale à sua aceitação formal pelo Conselho
Executivo com base no relatório de validação da EOD. O processo de registro leva 8
(oito) semanas após ter sido entregue ao Conselho Executivo. Uma atividade de projeto
não aceita poderá ser reconsiderada após uma revisão de acordo com os itens
necessários para a validação.
5.3.4 - Monitoramento
O plano de monitoramento é parte integrante do DCP. O método de
monitoramento tem que estar de acordo com metodologia previamente aprovada. A
implementação do plano de monitoramento cabe aos participantes do projeto, porém,
deverá ser submetida previamente à EOD.
5.3.5 - Verificação / Certificação
A EOD deve verificar se as reduções de emissões de gases de efeito estufa
monitoradas ocorreram como resultado da atividade de projeto do MDL. A EOD deverá
certificar que a atividade de projeto atinge de fato as reduções de emissões declaradas
no período. A certificação formal será baseada no relatório de verificação e será
considerada definitiva 15 (quinze) dias após ter sido recebida pelo Conselho Executivo.
Para bem cumprir suas obrigações, a EOD deverá: efetuar inspeções de campo;
entrevistar os participantes do projeto e os atores locais; coletar dados e medições;
observar práticas estabelecidas; verificar a confiabilidade do equipamento de
monitoramento.
42
5.3.6 - Emissão e Aprovação das RCEs
O Conselho Executivo irá emitir um montante de RCEs correspondente ao total
de emissões reduzidas obtidas pela atividade de projeto do MDL, conforme indicado no
relatório de certificação. A emissão ocorrerá 15 (quinze) dias após o recebimento do
relatório de certificação, a menos que uma das partes envolvidas na atividade de projeto
ou pelo menos três membros do Conselho Executivo requisitem a revisão da emissão
das RCEs. Essa revisão deve limitar-se a questões de fraude, mau procedimento ou
incompetência da EOD.
A Figura a seguir ilustra as etapas percorridas por um projeto MDL, até a
emissão das RCEs.
Figura 5.1: Fluxograma para Projetos MDL Fonte: MCT, 2011
5.4 - Cenário Mundial e Brasileiro de Projetos MDL
A sustentabilidade dos projetos faz com que cada vez mais projetos de energias
renováveis sejam implementados, desta forma os créditos de carbono estão inseridos
como um incentivo a mais para aqueles que estão interessados em investir numa forma
alternativa de energia elétrica.
43
Na Figura 5.2, é apresentada a representatividade dos projetos brasileiros no
mundo, representando 6% do total mundial que é de 7.742 projetos (MCT, 2011).
China39%
India27%
Brasil6%
México4%
Malásia3%
Outros21%
Figura 5.2: Total de Atividades de Projeto MDL no Mundo
Fonte: MCT, 2011
O cenário brasileiro para projetos de MDL é representativo, 6% do total
mundial, entretanto este valor é diminuto se comparado com os valores chineses e
indianos, demonstrando que existe ainda um grande potencial de se instalar projetos de
MDL no Brasil.
Na Tabela 5.1 e na Figura 5.3, são apresentados os tipos de projetos em vali-
dação/aprovação por escopo setorial no Brasil. Num total de 499 projetos em
tramitação, nota se que a maior parcela é de projetos de energia renovável (52,3%),
demonstrando que o mercado de energia tem muito interesse de estar amortizando os
custos de implantação do projeto.
44
Tabela 5.1: Projetos de MDL no Brasil
Projetos em
Validação/AprovaçãoNº de Projetos
Redução anual de
emissão (tCO2e)
Redução de Emissão no 1º
período de obtenção de
crédito (tCO2e)
Energia Renovável 261 21.125.083 157.315.462
Aterro Sanitário 38 12.307.823 91.071.614
Suinocultura 77 4.244.755 39.435.666
Eficiência Energética 30 2.180.709 20.928.010
Resíduos 21 709.921 5.616.091
Processos Indústriais 14 1.002.940 7.449.083
Redução de N2O 5 6.373.896 44.617.272
Troca de Combustível Fóssil 46 3.329.139 27.958.720
Emissões Fugitivas 4 720.068 5.721.011
Reflorestamento 3 440.275 13.132.369
TOTAL 499 52.434.609 413.245.298 Fonte: MCT, 2011
Energia Renovável
52,3%
Suinocultura
15,4%
Troca de
combustível fóssil
9,2%
Aterro Sanitário7,6%
Outros
15,5%
Figura 5.3: Número de Projetos do MDL por Escopo Setorial no Brasil Fonte: MCT, 2011
A figura 5.4 apresenta a capacidade instalada das atividades de projeto no
âmbito do MDL na área energética, sendo um total de 4.032 MW. Mostra também a
distribuição dessas áreas energéticas, sendo a primeira, hidrelétricas, com 1.625 MW; a
segunda, co-geração com biomassa, com 1.334 MW; e a terceira, PCHs, com 831 MW.
45
Hidrelétrica40%
Bagaço 30%
PCH21%
Eólica 4%
Outras biomassas
3%
Biogás2%
Figura 5.4: Capacidade Instalada (%) de Projetos MDL na Área Energética. Fonte: MCT, 2011
5.5 - Viabilidade de Projetos MDL no Brasil
Conforme os dados apresentados anteriormente, o Brasil possui um grande
potencial inexplorado, pois o país apresenta apenas o 6% dos projetos de MDL no
mundo. As atividades relacionadas com energia são as mais representativas no país,
demonstrando que o mercado está investindo em projetos que tenham lucratividades,
como é o caso do mercado de energia.
Inicialmente, para se ter o conhecimento da lucratividade ou não de um projeto,
é necessária a realização de um estudo de viabilidade econômica do projeto.
Entretanto a viabilidade de um projeto MDL varia em função de uma série de
variáveis, tais como: custo do desenvolvimento do projeto, custo da implementação do
projeto, custos transacionais de validação, registro, monitoramento e também pela
perspectiva futura de preços das RCEs.
Sendo assim, como todas estas variáveis variam caso a caso, é impossível
precisar a viabilidade de um projeto sem um estudo específico.
46
5.5.1 - Viabilidade de Projetos MDL através de Energias Oceânicas
No entanto, o potencial do Brasil de captar recursos por créditos de carbono ficou
limitado porque o país já dispõe de uma base energética (Baseline) onde a presença de
fontes renováveis é muito superior à média dos países em desenvolvimento (em
particular, dada a predominância de fontes hídricas, e da elevada presença de biomassa
na matriz energética).
Além disso, o potencial para conversão em fontes menos emissoras é bastante
limitado se comparado com outros países em desenvolvimento que hoje apresentem
uma baixa presença de fontes renováveis em suas matrizes energéticas (principalmente
a China e a Índia, que tem um parque gerador baseado em usinas a carvão). Assim, a
oferta de projetos de carbono para reduzir emissões globais de gases de efeito estufa,
não seria atendida com menor custo no Brasil em comparação com outros países.
Outro problema destacado pelo Serviço Nacional de Aprendizagem Industrial
(Senai) são os elevados custos de tramitação envolvidos para o correto desenvolvimento
de projetos MDL (incluindo as 6 etapas apresentadas) que em média estão entre R$
220.000 e R$ 300.000, o que impossibilita a implantação de projetos MDL em pequenas
usinas, uma vez que os custos de tramitação seriam maiores do que os benefícios
obtidos a traves do MDL.
Devido aos motivos apontados acima, a tramitação de projetos MDL para energias
oceânicas não valeria a pena, mesmo sendo elegíveis.
5.6 - Conclusões
O setor elétrico deve encarar com total prioridade a implementação dos mecanismos
de flexibilização definidos pelo Protocolo de Kyoto, em especial o MDL, em virtude
dos efeitos positivos e multiplicadores que apresenta. Isso porque para os investidores
dos países do Anexo I o MDL se apresenta como uma boa e vantajosa possibilidade de
redução dos custos de implementação das metas do Protocolo de Kyoto.
Neste contexto esse capítulo retratou que a viabilidade de um projeto MDL varia em
função de uma série de variáveis, tais como, custo do desenvolvimento do projeto, custo
47
da implementação do projeto custos transacionais de validação, registro, monitoramento
e também é influenciada pela perspectiva futura de preços das RCEs.
O mercado de créditos de carbono no país possui uma grande perspectiva de
crescimento, mas o setor energético tem o mencionado problema da linha de base que
tem como fonte principal a hidroeletricidade, que junto com os elevados custos de
tramitação impossibilitam a implantação do MDL em pequenos projetos.
48
6 - Instrumentos Econômicos para Corrigir as Distorções do Mercado:
Externalidades e Subsídios
A ação econômica dos produtores e consumidores promovem efeitos sobre
outros produtores e consumidores que escapam do mecanismo de preços, ainda que
estes sejam determinados em regime de mercados perfeitamente competitivos. Esses
efeitos não refletidos nos preços são chamados externalidades.
Uma externalidade tanto pode ser positiva como negativa. FILELLINI (1994)
descreve o exemplo de duas propriedades agrícolas vizinhas, onde uma produz laranjas
e a outra mel, as quais se beneficiam mutuamente de economias externas na medida em
que as abelhas ao se abastecerem de pólen nos laranjais, contribuem para o aumento da
produção de laranjas, pelo processo de polinização que proporcionam. Como não existe
uma cobrança por esses serviços, os custos de produção das duas unidades caem,
trazendo reflexos sobre os níveis de preço e absorção de mercado.
Se os benefícios sociais de um produto excedem aos benefícios privados, ocorre
uma externalidade positiva. Nesta situação, a firma produtora irá produzir menos que o
necessário, porque os benefícios que concede à sociedade são maiores que aqueles a que
fará jus via mecanismos de mercado. Uma medida alocativa neste caso é fazer a
correção da oferta pela concessão de um subsídio à firma para incentivar maior
produção e consumo.
Em situação oposta, quando os custos sociais excedem aos custos privados,
obtém-se uma deseconomia externa, tendendo a uma superoferta, já que os custos de
produção estarão sendo absorvidos por outros agentes que não o inicial. Existem várias
medidas alocativas para que as externalidades sejam internalizadas, entre elas pode ser
usada a imposição de um tributo ou taxa pigouviana baseada no principio poluidor
pagador (CÁNEPA, 2003). Assim por exemplo uma térmica movida a carvão que esteja
poluindo o ar pode ser obrigada por atos regulatórios a instalar a pagar uma taxa pela
emissão de Gases de Efeito Estufa (GEE), de forma a evitar efeitos negativos (custos)
para a sociedade.
Como o sistema de mercados não tem como ajustar essas contribuições de
pagamento porque as externalidades não são captadas nos sistemas de preços, o
Governo recebe a responsabilidade por praticar esses ajustes. A interferência alocativa
49
do Governo nesse processo não é motivada pelas externalidades em si, mas pelo
interesse público em sua correção. (FILELLINI, 1994).
Figura 6.1: Efeito da Internalização das Externalidades (negativa crescente)
6.1 - Conceito de Custo e Preço da Energia Elétrica
Os preços de energia elétrica devem ser estabelecidos tendo em conta as
estimativas do custo total da energia. No custo total da energia devem ser considerados
os custos dos serviços da energia, além das externalidades (Figura 6.2).
Nos custos dos serviços da energia estão incluídos os custos de capital e os
custos de operação e manutenção das infra-estruturas de geração, transmissão e
distribuição da energia. Já os custos de capital têm por objetivo constituir um fundo para
a reabilitação ou a substituição das infra-estruturas no fim da sua vida útil. Os custos de
operação e manutenção destinam-se a assegurar a sustentabilidade da exploração das
infra-estruturas.
Por outra parte tem que ser consideradas também as externalidades ambientais,
econômicas, políticas e sociais.
50
Figura 6.2: Componentes do Custo da Energia
6.2 - Externalidades Procedentes da Energia Elétrica
As externalidades relacionadas com a energia elétrica possuem tanto aspectos
positivos quanto negativos. Tanto as fontes convencionais quanto as renováveis, podem
apresentar externalidades ambientais, econômicas, políticas, e sociais.
6.2.1 - Externalidades Ambientais
Algumas externalidades ambientais não são agregadas adequadamente ao custo
da energia. Isto ocorre devido ao grau de consciência ainda imaturo da sociedade,
especialmente nas décadas passadas, período em que diversas usinas foram construídas.
Pode-se citar:
• Emissão de gases poluentes para a atmosfera, contribuindo para o
efeito estufa e prejudicando a saúde das pessoas;
• Eliminação de fauna e flora devido ao alagamento gerado pelos
reservatórios de usinas hidrelétricas;
• Deterioração do entorno do campo petrolífero pois, durante o
processo de extração de resíduos, ocorre a inundação do poço com polímeros,
dióxido de carbono ou soluções cáusticas, podendo ocorrer também a injeção de
água e vapor no solo, os quais degradam o local;
• Desastres ecológicos durante o transporte do petróleo, cujos
vazamentos de óleo no mar afetam diretamente a fauna da região;
51
• Necessidade de eliminação ecologicamente correta dos resíduos
do processo de refinamento do petróleo e do carvão;
• Contaminação da água utilizada durante o processo de refino do
carvão;
• Aumento da temperatura da água do mar, ocasionado por usinas
nucleares, a qual afeta os peixes e demais seres vivos marinhos da região.
6.2.2 - Externalidades Econômicas - Subsídios
Existem também custos diretos associados ao processo de geração de energia
através de fontes convencionais, os quais não são agregados ao custo final por terem
sido beneficiados por subsídios, tais como: obtenção de terrenos gratuitamente, isenções
fiscais durante vários anos e ajudas diretas do governo, o qual aplica dinheiro a fundo
perdido para viabilizar os empreendimentos. O Programa das Nações Unidas para o
Desenvolvimento (PNUD) menciona em seu informe “La energia después de Río”,
publicado em 1996, subsídios para a energia convencional da ordem de 300 bilhões de
dólares. Deste valor, estimou-se 90 bilhões de dólares para influenciar os preços da
eletricidade em países em desenvolvimento (PNUD, 1996).
As estimativas da Agência Internacional de Energia (AIE) são de que estas
ajudas terão ascendido a 409 bilhões de euros em 2010 e de que em 2020 deverão
atingir 660 bilhões de dólares.
6.2.3 - Externalidades Políticas
Externalidades políticas também ocorrem, as quais são difíceis de mensurar,
porém afetam diretamente a economia dos países envolvidos, tais como os conflitos
armados para controlar países ricos em petróleo, podendo citar como exemplo a Guerra
do Golfo (1990-1991), a Guerra da Chechênia (1994-1996) e a Guerra do Iraque (2003).
A economia de um país dependente de petróleo fica sujeita à crise de países
alheios, exportadores, o que torna a economia global susceptível a uma instabilidade
generalizada. Assim, torna-se um custo político vital ter o controle dos recursos fósseis
potencialmente em perigo.
52
6.2.4 - Externalidades Sociais
Uma externalidade social diretamente impactada pela construção de usinas
hidrelétricas corresponde à desapropriação de terras do local que será inundado,
desalojando a comunidade residente, a qual necessitará de readaptação para o novo local
para onde serão transferidos. Um grupo acostumado com a pesca poderá apresentar
dificuldades para adaptar-se com a agricultura, ao serem transferidos para um local mais
distante do rio, ou se a margem em que estejam situados, à jusante da barragem, não
tenha a água oxigenada, inviabilizando que os peixes vivam naquele local.
6.3 - Externalidades das Energias Renováveis
As fontes renováveis de energia possuem, intrinsecamente, menores
externalidades negativas, principalmente ambientais, já que não emitem GEE na
geração de energia.
6.3.1 - Externalidades Ambientais: Repercussões da Instrução Normativa nº 7 do
IBAMA
Em 15 de abril de 2009, o Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos
Naturais Renováveis (IBAMA) publicou a Instrução Normativa nº 7 (IN-7) para
estabelecer medidas para o licenciamento ambiental de usinas termelétricas a óleo
combustível e a carvão, que visam à mitigação das emissões de dióxido de carbono
(CO2) oriundas destes empreendimentos. As termelétricas a gás natural ficaram de fora
da obrigação por emitirem menos de um terço das emissões das usinas contempladas na
IN-7.
A IN-7 aplica-se de imediato aos empreendimentos que ainda não receberam
Licença de Instalação (LI). Na fase de obtenção de Licença Prévia (LP), o Termo de
Referência para elaboração do Estudo de Impacto Ambiental e respectivo Relatório de
Impacto Ambiental EIA/RIMA deverá conter item específico que estabeleça a
necessidade de apresentação de um Programa de Mitigação das Emissões de CO2 entre
os programas ambientais de mitigação de impactos. Este programa deverá ser definido
em conjunto pelo empreendedor e o IBAMA, respeitando os seguintes critérios: (i) pelo
menos 1/3 das emissões de CO2 deverão ser mitigadas por meio de programas de
recuperação florestal; e (ii) no máximo 2/3 das emissões deverão ser mitigadas por meio
53
de investimentos em geração de energia renovável ou medidas que promovam eficiência
energética.
Os empreendimentos já em funcionamento ou com LI emitida somente terão que
se enquadrar na nova norma na primeira renovação qüinqüenal de sua licença de
operação (LO) que ocorrer após a publicação da instrução. A cada nova renovação
subseqüente da LO, os cálculos para mitigação das emissões de CO2 serão refeitos com
o objetivo de manter e ajustar o programa para o tempo restante da vida útil do
empreendimento.
Desde sua publicação, a IN-7 vem sofrendo duras críticas tanto de empresários
do setor elétrico como de setores do próprio governo federal. A revogação da medida é
defendida por empresários que alegam que as compensações inviabilizam a construção
de novas usinas térmicas e afetam o equilíbrio econômico-financeiro das usinas
existentes. Segundo um levantamento feito pelo Instituto Acende Brasil, seis usinas
movidas a óleo ou a carvão estariam sujeitas às novas regras por terem licenciamento
ambiental em trâmite no IBAMA: Candiota III, MC-2 Gravataí, MPX Sul, Termo-
maranhão, Seival e Porto de Aratu. Estas usinas somam uma potência estimada de 3,5
mil MW, aproximadamente a capacidade da hidrelétrica de Jirau, no rio Madeira. Com
exceção de Porto de Aratu, que gerará energia a partir de óleo combustível, as demais
usinas utilizarão carvão mineral. De acordo com cálculos do Instituto, para uma usina
termelétrica a carvão de 100 MW, operando com fator de capacidade de 25% por 25
anos, o empreendedor teria que compensar a emissão de 200 toneladas de CO2, pelo
que implicaria um investimento de R$ 440 milhões, sendo R$ 180 milhões o custo total
de compensação das emissões de gases do efeito estufa, ou seja, haveria um custo
adicional de 69% sobre o investimento inicial (R$ 260 milhões). Seriam R$ 20 milhões
para compensar 1/3 de suas emissões através do reflorestamento e consumiria R$ 160
milhões para construir uma usina eólica de 33 MW, com o dobro do fator de capacidade
da termelétrica.
Os empresários reclamam ainda do tratamento desigual concedido às usinas
termelétricas a óleo combustível e à carvão, uma vez que não houve preocupação do
IBAMA em estabelecer normas para mitigação de emissões de gases de efeito estufa
54
para outras tecnologias de geração, inclusive hidrelétricas, nem para outros setores que
utilizam combustíveis fósseis, tais como a indústria e o setor de transportes.
Na esfera do governo há também resistência à medida. No final de abril, o
Ministério do Meio Ambiente (MMA) encaminhou ao Conselho Nacional de Meio
Ambiente (CONAMA), sob regime de urgência, a proposta de uma resolução que
estabelece normas para o licenciamento ambiental estadual de termelétricas a óleo
combustível e a carvão, com objetivo de mitigar as emissões de dióxido de carbono
(CO2). Isso porque, por ser a IN-7 norma emitida pelo IBAMA, ela não se aplica ao
licenciamento de termelétricas que só dependam de aval estadual.
A proposta do MMA foi apresentada em duas reuniões extraordinárias do
Conselho realizadas em maio e setembro, onde causou desconforto e enfrentou
resistência dos conselheiros devido a sua similaridade com a IN-7 e ao regime de
urgência para sua avaliação. Na última reunião, a Câmara Técnica de Controle e
Qualidade Ambiental (CTCQA), retirou a proposta da pauta da Câmara, alegando que
há necessidade de aperfeiçoamento da proposta. Por solicitação do Conselho, a proposta
retornou ao MMA onde sofreu alterações. A retirada do pedido de urgência, no entanto,
apesar de solicitada pelo Conselho, não foi acatada pelo MMA. Com as alterações, a
proposta agora prevê a compensação de 50% das emissões de CO2 das térmicas a
carvão e a óleo combustível por meio do reflorestamento, sendo metade com espécies
nativas. Atualmente, a proposta aguarda nova análise do Conselho.
A publicação da IN-7 também foi criticada pela Comissão Interministerial de
Mudança Global do Clima (CIMGC). Em 25 de agosto de 2009, a CIMGC encaminhou
à Casa Civil missiva com a assinatura dos representantes de 9 dos 11 ministérios que
compõem a Comissão, defendendo a revogação da IN-7.
Somente os representantes do MMA e da Casa Civil, esta por ser a destinatária,
não assinaram a missiva. Segundo a Comissão, os signatários da missiva defendem que
cabe a CIMGC, e não ao IBAMA, legislar sobre matéria relacionada a emissões de
gases de efeito estufa, já que a Comissão foi criada em 1999 por um decreto
presidencial, justamente com a finalidade de articular as ações de governo decorrentes
da Convenção-Quadro das Nações Unidas sobre Mudança do Clima e seus instrumentos
55
subsidiários que o Brasil venha a integrar. De acordo com a Comissão, a norma do
IBAMA contraria a posição brasileira na negociação internacional sobre mudanças
climáticas, uma vez que a exigência de compensações para as térmicas cria uma taxação
sobre as emissões de carbono.
Na atualidade entidades do setor elétrico conseguiram uma liminar na 7ª Vara
Federal do Distrito Federal contra a IN-7. O pedido de liminar foi feito pela Associação
Brasileira do Carvão Mineral, a Associação Brasileira das Geradoras Termelétricas
(Abraget), a Associação Brasileira dos Investidores em Autoprodução (Abiape) e a
Associação Brasileira de Produtores Independentes (Abpitv). Ele tem base na falta de
previsão jurídica para que o IBAMA regulasse o tema, prevendo que isso deveria ser
definido em lei aprovada no Congresso.
O MMA garantiu que a decisão não se sustenta e que o IBAMA vai recorrer
imediatamente, já que espera balizar a manutenção da regra em uma resolução do
Conselho Nacional do Meio Ambiente de 1986 que define que o IBAMA tem o dever
de exigir que os empreendimentos mitiguem seus impactos ambientais.
Com a entrada em vigor da IN-7, estaria se cumprindo com o princípio
pigouviano através do princípio poluidor pagador. Por meio desse mecanismo as
térmicas movidas a combustíveis fósseis estariam internalizando as externalidades
negativas geradas ao meio ambiente, o que como visto aumentaria o preço de este tipo
de energias, inviabilizando sua participação nos futuros leilões de energia elétrica, o que
permitiria a entrada de fontes de energias renováveis.
6.3.1.1 – Estudo de Caso: Aplicação da Instrução Normativa nº 7 do IBAMA
Segundo o exposto até o momento, vamos analisar os possíveis impactos no
parque gerador de energia no caso de que fosse aplicada a última proposta realizada
pelo MMA, que contempla a compensação de 50% das emissões de CO2 das térmicas a
carvão e a óleo combustível por meio do reflorestamento.
No referente ao cálculo das externalidades ambientais, num primeiro momento foram
calculadas as emissões de CO2 que emitiram as termelétricas que usam fontes fósseis na
geração de energia, usando como referencia o fator de capacidade (FC = MWh
56
teóricos/MWh gerados no ano base (ONS, 2008)), e supondo uma capacidade instalada
de 1 MW de cada termelétrica.
Tabela 6.1: Emissões de CO2 por tipo de Fonte
FONTE MW Dias Horas
MWh
Máximo
Teórico
FC
MWh
Efetivamente
Gerado
TCO2/
MWh
Emissões
(TCO2)
Óleo Combustível 1 365 24 8.760 0,15 1.314 0,71 933
Óleo Diesel 1 365 24 8.760 0,15 1.314 0,68 894
Carvão Mineral 1 365 24 8.760 0,50 4.380 1,02 4.468
Gás Natural 1 365 24 8.760 0,23 2.027 0,46 932
Visto que o objetivo da norma trata de mitigar a metade das emissões geradas
pela geração por fontes fosseis (a exceção do gás natural), através do reflorestamento,
vamos calcular qual seria o custo de mitigação para as emissões calculadas na Tabela
6.1. Pelo que é necessário incluir as varáveis de fixação de CO2 na floresta (FAO, 2007)
e o custo de reflorestamento da mesma (Rezende et al, 2006).
Tabela 6.2: Custo Mitigação do CO2
FONTEEmissões
(TCO2)TCO2/Hetare
Hetares
necessariasR$/Hetare R$
50%
Reflorestamento
R$/MWh
Gerado
Óleo Combustível 933 43,58 21,41 2.000 42.815 21.408 16,29
Óleo Diesel 894 43,58 20,50 2.000 41.006 20.503 15,60
Carvão Mineral 4.468 43,58 102,51 2.000 205.030 102.515 23,41
Gás 932 43,58 21,39 2.000 42.781 21.390 10,56
Assim, partindo dos preços dos últimos leilões de energia baseados da edição de
junho de 2009 do Informativo Tarifário do Departamento de Gestão do Setor Elétrico
(MME, 2009), o que aconteceria se aplicássemos a externalidade ambiental?
57
Figura 6.3: Contratos de Compra de Energia Elétrica (R$/MWh) Fonte: MME, 2009
O informativo aponta que o valor da energia dos contratos do Programa de
Incentivo às Fontes Alternativas de Energia (PROINFA) é o mais caro do país (R$
165,92 por MWh), seguida da energia proveniente de termelétricas. O preço médio dos
leilões de energia para biomassa, com entrega a partir de 2010, ficou em R$
153,48/MWh, enquanto que para as térmicas a óleo combustível, com entrega a partir
desse ano, o preço médio é de R$ 147,20, para ficarem em disponibilidade. O preço
médio dos leilões de energia tendo como combustível o gás natural, com entrega a partir
de 2011, estimado pelo MME, é de R$ 145,24/MWh. Para as térmicas que utilizam o
carvão como combustível, a média de preços do leilão de energia, com entrega a partir
de 2012, é de R$ 141,08/MWh.
Por outra parte no dia 14 de dezembro de 2009 foi realizado o primeiro leilão
para contratar especificamente energia eólica. Foram contratados 1.805,7 MW, a um
preço médio de venda de R$ 148,39/MWh.
Segundo calculado anteriormente (Tabela 6.2) a externalidade ambiental
implicaria um custo adicional na geração de energia de 16,29 R$/MWh para o óleo
combustível, e 23,41 R$/MWh para o carvão mineral, o que aumentaria o preço final
desses tipos de energia, dificultando sua participação nos futuros leilões de energia
elétrica, o que permitiria a entrada de um número maior de usinas a gás natural e de
energias renováveis.
58
Tabela 6.3: Efeito da Intenalização da Externalidade
(no óleo combustível e no carvão mineral)
Preço Leilao (R$/MWh)
Custo Externalidade (R$/MWh)
Preço Final (R$/MWh)
Óleo Combustivel 147,20 16,29 163,49
Carvão Mineral 141,08 23,41 164,49
Por outro lado, se a geração a gás natural também fosse taxada, implicaria um
custo adicional ambiental de 10,6 R$/MWh o que poderia permitir, analisando os
resultados do 12º Leilão de Energia Nova (A-3 em 2011), a entrada de uma maior
geração através de fontes de energias renováveis, já seja de eólica (99,58 R$/MWh) ou
biomassa (102,41 R$/MWh).
Tabela 6.4: Efeito da Intenalização da Externalidade
(no gás natural)
Preço Leilao (R$/MWh)
Custo Externalidade (R$/MWh)
Preço Final (R$/MWh)
Eólica 99,58 0 99,58
Biomassa 102,41 0 102,41
Gás Natural 103,26 10,6 113,82
Por contra, se a norma cair definitivamente, nos próximos leilões de energia, a
geração térmica movida a fontes fósseis poderá ser mais competitiva e criar referência
melhor de preços.
6.3.2 - Externalidades Sociais: Criação de Trabalho
Na atualidade existem três grandes variáveis a equacionar em escala mundial: o
aquecimento global, a crise econômica e a falta de emprego. A melhor estratégia seria
projetarmos o futuro unindo esses três problemas, pois na verdade não há mais como
andarem separados. O único caminho para o futuro é o da economia verde, que
contemple um desenvolvimento sustentável, gerando emprego e renda ao mesmo tempo
em que remodela as estruturas que hoje exaurem os recursos naturais do planeta.
59
Entretanto, iniciativas e políticas públicas vêm sendo adotadas em compasso muito
lento, quando não dão marcha-ré.
O estudo "Empregos verdes: trabalho decente em um mundo sustentável e com
baixas emissões de carbono", da Organização Internacional do Trabalho (OIT, 2009)
trata desse assunto, relacionando empregos verdes à redução dos impactos ambientais e
à sustentabilidade. Eles estão em praticamente todas as áreas, como construção civil,
energias renováveis, agricultura, indústria e também em serviços, a exemplo do turismo.
O estudo prevê que as medidas para reduzir o CO2 e criar um ambiente mais
limpo serão benéficas para a geração de empregos ao longo dos próximos 20 anos. Só
para a implantação de fontes de energia renováveis, já foram gerados ate 2006 2,3
milhões de empregos.
O estudo também afirma que as tecnologias renováveis tendem a empregar mais do
que as convencionais.
Tabela 6.5: Emprego Mundial Estimado no Setor de Energia Renovável - 2006
Fonte de Energia Quantidade Gerada Participação (%)
Eólica 300.000 12,86%
Fotovoltaica solar 170.000 7,29%
Térmica solar 624.000 26,76%
Biomassa 1.174.000 50,34%
Hidroelétrica 39.000 1,67%
Geotérmica 25.000 1,07%
TOTAL 2.332.000 100 Fonte: OIT, 2009
Recentemente, EUA anunciou um programa interno de ajuda econômica que prevê
mais de 50 bilhões de dólares para estimular a criação de empregos verdes e a geração
de energia limpa, com limites mais rígidos para a emissão de gases poluentes por parte
da indústria automobilística.
60
A União Européia também vem se direcionando para este caminho e anunciou que
boa parte dos incentivos liberados para reaquecer a economia será destinada aos
empregos verdes.
Segundo a OIT Brasil, o país está atrasado nos esforços para expandir a economia
verde, pelo que e preciso mudar a forma de pensar, baseada no curto prazo, apenas
prestando atenção para o crescimento do PIB, sem levar em consideração um
pensamento mais estratégico e de longo prazo.
6.3.3 - Externalidades Econômicas
Outra vantagem, que deve ser considerada como uma externalidade positiva, é o
fato das energias renováveis podem ser aproveitadas de forma descentralizada também,
não sendo necessário concentrá-la em uma usina para transmiti-la via linhas de
transmissão. A utilização desta energia diretamente onde incide auxilia a suavizar o
tráfego de energia nas linhas, postergando assim os investimentos de expansão do
sistema de transmissão, que pode ser considerado como uma externalidade positiva.
Existe um paradigma de que as fontes alternativas de energia devem ser
utilizadas somente em locais que ainda não possuem eletricidade, devido aos elevados
custos, sejam técnicos ou ambientais, para levar a linha de transmissão até as unidades
consumidoras, muitas vezes dispersas.
Porém esta visão, vigente durante décadas, é exatamente aquela que não
considera as externalidades negativas da geração de energia utilizando os recursos
fósseis.
As fontes renováveis não devem ser tratadas somente como uma alternativa onde
a energia convencional não consegue atuar, como por exemplo, os sistemas isolados
aonde os custos econômicos (linhas de transmissão) e ambientais seriam muito altos, e
sim devem ser tratadas como um complemento importante para a geração convencional.
61
6.4 - Os Subsídios na Economia
O instrumento da política econômica utilizado para ajustar as restrições
orçamentárias dos consumidores é o subsídio. Um subsídio é o oposto do imposto. O
governo dá ao consumidor certa quantidade de dinheiro dependendo da quantia da
compra do bem ou pode reduzir ou devolver o valor do bem que se quer subsidiar.
(VARIAN, 1994). Como o imposto, o benefício de um subsídio é compartilhado por
compradores e vendedores, dependendo das elasticidades relativas à oferta e demanda.
(PINDYCK, 1994).
A utilização de subsídios no setor de "public utilities" tem sido relacionada com
o financiamento da infra-estrutura como política de desenvolvimento, aonde a provisão
destes serviços, dado seu caráter de bem público, conduz à externalidades positivas
tanto em taxas de crescimento da produtividade como em melhorias na qualidade de
vida e bem-estar social da população.
Como exemplo cabe destacar o desenvolvimento da energia eólica na Espanha,
que em 2007 recebeu R$ 2.675 milhões em subsídios, o que economizou
aproximadamente R$ 2.700 milhões na importação de combustíveis fósseis,
contribuindo ao crescimento do PIB em R$ 8.910 milhões, à balança comercial em R$
6.750 milhões, e economizou R$ 972 milhões na compra de direitos de CO2 (AEE,
2009).
Por outro lado, os subsídios permitem as empresas realizar um maior
investimento em P&D, o que repercute na curva de aprendizado das novas tecnologias,
diminuindo os custos das mesmas.
6.5 - Conclusões
A idéia de que o progresso está acima de tudo é um conceito ultrapassado. A
destruição do meio ambiente não mais se justifica pela aparente economia imediata que
uma tecnologia pode gerar. A preocupação com o desenvolvimento sustentável e com as
gerações futuras faz com que a sociedade atente-se para as externalidades negativas das
tecnologias atualmente disponíveis.
62
As fontes convencionais de energia, especialmente baseadas em recursos fósseis,
apresentam, além de impactos ambientais, implicações sociais e políticas, visto que o
controle destes preciosos recursos são motivadores de guerras que movimentam bilhões
de dólares.
A utilização de fontes renováveis de energia, neste caso destacadas as energias
oceânicas, não apresenta os impactos ambientais de poluição do ar e nem os políticos,
visto que esta energia é intrinsecamente descentralizada no mundo.
Entretanto o preço das energias oceânicas ainda não é competitivo para a
realidade brasileira. Parte da discrepância entre os valores é devido à não contabilização
das externalidades da geração das outras fontes de energia principalmente provenientes
de fontes fósseis.
Por outro lado, através da criação de políticas públicas visando a pesquisa e
desenvolvimento das energias oceânicas se espera uma rápida redução do preço para os
próximos anos como aconteceu com a energia eólica e o que está acontecendo com a
energia solar, e desse modo potencializar as externalidades positivas dessas energias.
63
7 - Análises das Principais Alternativas para Redução das Emissões de GEE
Em relação aos debates sobre desenvolvimento sustentável e desenvolvimento,
diversos autores estabelecem o conceito de alternativas energéticas, que incluem tanto a
inserção de novas fontes na matriz energética, quanto o aumento da eficiência na
geração e utilização da energia consumida. Reis e Silveira (2000) enumeram alguns
pontos estratégicos na busca por soluções energéticas dentro do contexto de
sustentabilidade, como introdução de tecnologias de energia renováveis em detrimento
do consumo de combustíveis fósseis, aumento da eficiência energética, aumento da
eficiência na produção industrial e transportes para minimizar o consumo de energia.
Também sugerem a redefinição das políticas energéticas de forma a viabilizar a
formação de mercados para as tecnologias “limpas”, paralelamente à cobrança de custos
ambientais das alternativas mais poluentes.
O documento produzido pelo Programa das Nações Unidas para o Meio Ambiente
(Pnuma) confirma a tendência de aumento do uso de energias alternativas, e anunciou
um novo recorde anual de investimento em energia renovável e em indústrias de
produção de eficiência energética em 2008.
Figura 7.1: Tendências Globais de Investimento em Energia Sustentável Fonte: Pnuma, 2009
64
Segundo visto, existem três tipologias de medida para realizar a expansão da oferta
de geração de energia de uma forma mais “limpa”:
1. Eficiência energética: a maneira mais efetiva de reduzir emissões de CO2 é não
gerá-las.
2. Tecnologias de energia renovável ou de baixa emissão de carbono: o
investimento nesse setor ajudará não somente a cumprir a redução das emissões,
mas também a impulsionar o desenvolvimento tecnológico e a criação de
empregos.
3. Tecnologias convencionais ou avançadas de geração de energia: mesmo com o
investimento nos dois tópicos anteriores, provavelmente serão necessários
investimentos em outras fontes de energia para garantir o abastecimento, como
gás natural – para a alimentação das termoelétricas – e usinas nucleares, como é
mencionado no relatório do IPCC.
7.1 - Eficiência Energética
É importante destacar o papel desenvolvido pelo Programa Nacional de
Conservação de Energia Elétrica (Procel) que desde dezembro de 1985, quando foi
criado, até 2006, investiu R$ 971 milhões, e obteve uma economia de energia de 24.598
GWh/ano, o equivalente à geração de uma usina com capacidade para 6.612 MW.
Por outro lado uma das conclusões do estudo “Eficiência Energética na
Industria, 2009” elaborado pela Confederação Nacional da Indústria (CNI), em parceria
com a Eletrobrás, é a de que os programas de eficiência promovidos pelo governo
pecam por não focar sua estratégia na redução do consumo industrial, e, sim, na energia
gasta pelas residências. Outra conclusão do estudo é que os setores da indústria
brasileira que mais consomem energia (consumo de combustíveis como ao uso de
eletricidade) poderiam reduzir sua demanda energética global em 25,7% se tivessem à
mão as melhores e mais eficientes tecnologias.
Pelos cálculos da entidade, a redução de 25,7% do consumo total de energia da
indústria representa 14,6 milhões de Toneladas Equivalentes de Petróleo (TEP). Desse
65
total, 82% (11,9 milhões de TEP) da economia viriam do aperfeiçoamento dos
processos de uso de combustíveis em fornos ou caldeiras e 14% (2 milhões de TEP), do
aumento da eficiência no uso de energia elétrica. Segundo o estudo, em termos
financeiros, só a redução do consumo de energia elétrica geraria uma economia anual de
R$ 6,8 bilhões para a indústria brasileira.
O documento recomenda, que o governo deveria ajustar os programas já
existentes de incentivo ao uso eficiente de energia para que a indústria possa ser
beneficiada. Segundo o estudo, a indústria responde hoje por 40,7% de toda a energia
consumida no Brasil, enquanto as residências, o comércio e o setor público têm uma
participação de apenas 15,8% na demanda total. Entretanto, os programas federais
existentes de eficiência energética estão mais focados nestes três últimos setores.
A visão da CNI é a de que até existem instrumentos para incentivar a compra de
maquinaria mais eficiente, treinamento de pessoal e outras práticas que podem levar ao
menor consumo, mas estes não são suficientes. O estudo cita, por exemplo, o Programa
de Eficiência Energética (PEE) da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). Esse
programa, que financia projetos de eficiência energética, é abastecido por 0,5% da
receita operacional líquida das concessionárias do setor elétrico, mas, segundo o estudo,
apenas uma “ínfima fração” dos recursos são aplicados no uso racional da energia na
indústria.
Podemos concluir que o uso mais eficiente da eletricidade nos setores industrial,
residencial e de serviços no Brasil tem enfrentado barreiras técnicas, comportamentais,
institucionais e econômicas. Por outra parte as projeções realizadas pela Empresa de
Pesquisa Energética (EPE, 2011), contemplam umas medidas de eficiência energética
de aproximadamente 10%.
7.2 - Tecnologias de Energia Renovável ou de Baixa Emissão de Carbono
A ampliação das fontes renováveis de energia seria uma condição necessária,
ainda que não seja a única, para reduzir os impactos ambientais globais verificados nas
últimas décadas, conforme tem sido discutido na totalidade dos eventos internacionais
sobre o tema. Neste sentido, a pesquisa e o desenvolvimento tecnológico
66
desempenharão um importante papel na busca por novas fontes energéticas (DARZÉ,
2002).
Na atualidade o mundo vive um crescimento extraordinário das fontes de
geração renováveis no setor de energia elétrica. A principal causa dos maciços
investimentos em energia renovável é a necessidade de se garantir a segurança do
suprimento sujeito às restrições impostas pela necessidade de se mitigar o aquecimento
global (DANTAS, 2008).
Na ótica dos países desenvolvidos, os maiores custos destas tecnologias são mais
do que compensados pela segurança do suprimento e a redução das emissões dos gases
do efeito estufa, onde a maior parte desses países assumiu compromissos formais de
redução. Cabe frisar que estes investimentos, ao diversificarem a matriz energética, por
si só já contribuem para o aumento da segurança energética. Isto se dá, sobretudo se for
considerada a dependência que a maior parte destes países tem da importação de
combustíveis fósseis de regiões com grande instabilidade geopolítica. Logo, verifica-se
nos últimos anos a adoção de políticas de promoção e incentivo às fontes renováveis
nos países desenvolvidos, com relativo sucesso.
Os investimentos em energias renováveis atingiram US$ 120 bilhões em 2008,
conforme o “Renewables Global Status Report 2009”. Esse volume é 4 vezes superior
ao registrado em 2004.
Tabela 7.1: Capacidade Instalada de Energia Renovável
País GW em 2008Acumulado até
31/12/2008
Hidroeletrica 25 - 30 860
Eólica 27 121
PCHs 6 - 8 85
Biomassa 2 52
Solar 5 13
Geotermica 0,4 10
Oceanica 0,01 0,3
Fonte: GWEC 2009
67
No Brasil, a Comissão Especial de Fontes Renováveis de Energia tramita na
Câmara dos Deputados a Lei de Estímulo as Fontes Renováveis de Energia. Entre os
incentivos estão a criação de um fundo para pesquisa e desenvolvimento, além de
instituir a obrigação de contratação de energia dessas fontes.
Assim as estatais federais, ligadas à Eletrobrás, e as distribuidoras terão que
adquirir energia das chamadas fontes renováveis alternativas pelo prazo de uma década,
a partir de 2011. No total serão 700 MW médios por ano de pequenas centrais
hidrelétricas, biomassa e energia eólica. As distribuidoras, pelo substitutivo, terão que
comprar 600 MW médios, sendo 200 MW médios de cada uma das três fontes. Já as
estatais terão que adquirir 100 MW médios no total.
As distribuidoras terão ainda que realizar, anualmente, chamada pública para
aquisição de energia de empreendimentos de fontes renováveis alternativas com
capacidade de 50 kW a 1 MW. Com isso, a intenção é que essa geração corresponda a
pelo menos 5% do crescimento da demanda prevista pelas empresas. As unidades terão
isenção das tarifas de uso dos sistemas de distribuição e transmissão. A intenção é
estimular a geração distribuída.
Estes incentivos podem dar o salto que o país precisa para o desenvolvimento
das fontes renováveis. Na continuação destacamos as principais energias renováveis ou
de baixa emissão de carbono, como:
7.2.1 - As Hidrelétricas
7.2.1.1 – Grandes Hidrelétricas
O Brasil tem o maior potencial hidrelétrico do mundo: 240 mil MW, de acordo
com o último inventário realizado no País (Aneel,1992). O País tem, hoje, uma potência
instalada de cerca de 83 mil MW e o potencial passível de aproveitamento é estimado
em 160 mil MW, mais de 70% dele localizados na Região Norte do Brasil (Bacias do
Amazonas e do Tocantins/Araguaia), que por ser uma extensa área de planície, impede
a construção de grandes reservatórios. Soma-se a esta restrição física, a imposição de
uma rígida legislação ambiental a partir da Constituição de 1988. Como resultado,
existe uma grande dificuldade para construção de novas hidroelétricas que, mesmo
68
sendo licenciadas, terão características de usinas a fio d’água, pelas restrições físicas e
ambientais mencionadas, como se pode constatar nos dois empreendimentos do Rio
Madeira recentemente licitados (Belo Monte e Tapajós) e outros seguirão a mesma
tendência (CASTRO et al., 2009).
É a fonte de energia renovável mais explorada, embora mais recentemente
limitada devido a barreiras sociais e ambientais. Outras limitações ao seu futuro
desenvolvimento incluem a localização remota de muitos sítios hídricos em potencial,
resultando em altos custos de transmissão, além dos custos de investimento de capital
que são incompatíveis com o interesse privado devido às baixas taxas de retorno.
No caso das hidrelétricas, as exigências ambientais na região amazônica impõem
uma geração a fio d’água, ou seja, uma motorização dimensionada a produzir uma
quantidade maior de energia quando é grande a afluência dos rios. Em contrapartida,
por 4 a 5 meses no ano, quando a afluência é reduzida, só uma pequena parte das casas
de força das usinas é utilizada. Em conseqüência, a relação de aproveitamento fica em
torno de 0,50 da capacidade instalada.
Cabe lembrar que a energia dessas hidrelétricas, para acessar o mercado
consumidor do Sudeste/Centro-Oeste ou do Nordeste, demandará a construção de
longas linhas de transmissão, passando por áreas de proteção ambiental e indígenas,
além de elevadas perdas elétricas inerentes à transmissão em longa distância, bem como
exigirá considerável reforço no sistema receptor.
É preciso destacar que as grandes hidrelétricas, embora sejam consideradas
fontes de energia limpa, são alvos de críticas de movimentos sociais e ambientalistas.
Elas podem causar grande impacto ambiental e social. Somente Itaipu, por exemplo,
alagou uma área de 1.350 quilômetros quadrados. Já a usina de Tucuruí, no Amazonas,
colocou 2.430 quilômetros quadrados de floresta Amazônica debaixo d'água.
Mais recentemente, a construção das hidrelétricas Santo Antônio e Jirau, no Rio
Madeira, em Rondônia; e Belo Monte, no Rio Xingu, no Pará foram alvos de inúmeros
embates entre os ministérios do Meio Ambiente/Ibama e organizações da sociedade
69
civil com a Casa Civil da Presidência da República, Ministério de Minas e Energia e
setor empresarial.
Além da perda da biodiversidade, comunidades inteiras são obrigadas a migrar.
Não há estimativas oficiais, mas de acordo com o Movimento dos Atingidos por
Barragens (MAB) o número de indivíduos atingidos no país chega a um milhão, dos
quais cerca de 70% nunca teria recebido nenhum tipo de compensação, seja em forma
de projetos de reassentamento ou de indenização financeira.
7.2.1.2 – Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs)
As Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs) que são usinas hidrelétricas
convencionais de pequeno porte com potência entre 1 e 50 megawatts (MW) e baixo
impacto ambiental, são apontadas como uma das principais energias alternativas a se
expandirem no Brasil.
A geração de energia elétrica das PCHs apresenta as vantagens típicas de
empreendimentos hídricos: energia limpa gerada a preços competitivos. Uma vantagem
adicional destes projetos em comparação com projetos hídricos de grande porte é o
menor tempo necessário para construção, o que permite uma expansão rápida da
capacidade de geração.
Além disso, as PCHs dispensam licitação para obtenção da concessão, bastando
o empreendedor obter autorização da ANEEL. Atualmente no Brasil existem 409 usinas
em operação (3.780 MW), 53 em construção (668 MW) e 145 em outorga (2.015 MW).
Tabela 7.2: PCHs em Fase de Operação, Construção e Outorga
PCHs QtdePotência
(MW)
Empreendimentos em Operação 409 3.780
Empreendimentos em Construção 53 668
Empreendimentos com Outorga 145 2.015
Fonte: Aneel, 2011
70
O Plano Decenal de Expansão de Energia 2011-2020 aponta uma evolução da
capacidade instalada através de PCHs de 4.201 MW em 2011 para 6.447 MW em 2020.
Tabela 7.3: Capacidade Instalada de PCHs 2011 - 2020
Fonte: EPE, 2011
De acordo com o Centro Nacional de Referência em PCHs (Cerpch) afirmou que
o potencial conhecido hoje das PCHs no Brasil chega a 25 GW. As pequenas usinas
podem responder por até 8% da matriz energética do País nas próximas quatro décadas.
O crescimento da demanda por energia nos próximos anos, especialmente de
fontes renováveis, e o esgotamento do potencial dos rios para grandes hidrelétricas estão
empurrando investidores para as usinas de pequeno porte.
Adicionalmente, as PCHs são muito atrativas para o mercado livre devido à
regulamentação da contratação incentivada, a qual prevê redução nas tarifas de
distribuição/transmissão dos geradores e dos respectivos consumidores dessa energia.
De acordo com a Lei 9.427/1996, fontes alternativas (PCH, biomassa, eólica e solar)
têm direito a um desconto de no mínimo 50% nas suas tarifas de transmissão e
distribuição.
71
7.2.2 - Energia Eólica
A potência instalada mundial de energia eólica aumentou de 17.400 MW
instalados para 121.000 MW no período compreendido entre 2000 e 2008, como pode
ser constatado através da Figura 7.2.
6.100 7.600 10.200 13.60017.400
23.90031.100
39.43147.620
59.091
74.952
93.823
120.791
0
20.000
40.000
60.000
80.000
100.000
120.000
140.000
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
MW
Figura 7.2: Evolução da Potência Instalada de Energia Eólica no Mundo. 1996 - 2008
Fonte: GWEC, 2009
Por outra parte a Figura 7.3 apresenta os significativos incrementos de
capacidade instalada nos últimos anos. Esta expansão dos investimentos ocorreu
basicamente através de políticas de subsídios nos países desenvolvidos com um duplo
objetivo. O mais importante é a redução da dependência do petróleo importado, quando
no período de 2003 a 2008 teve uma aceleração do preço no mercado internacional. O
segundo motivo relaciona-se com o aquecimento global.
72
1.280 1.5002.600
3.400 3.800
6.500 7.2008.331 8.189
11.471
15.861
18.871
26.968
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
MW
Figura 7.3: Incremento de Potência no Parque Eólico Mundial. 1996 - 2008
Fonte: GWEC, 2009
O panorama mundial levantado pelo BNDES traz números impressionantes. Em
2007, a geração eólica representou 40% de todo incremento da oferta de energia elétrica
na Europa. Da capacidade instalada de 121 mil megawatts existente no mundo no final
do ano 2008, a Europa detinha mais da metade, 61,9 mil megawatts (GWEC, 2009).
Por outra parte, os Estados Unidos assumiram a liderança mundial em
investimentos no setor eólico em 2008, ultrapassando a Alemanha, que era a líder no
segmento até o ano anterior.
Tabela 7.4: Capacidade Instalada de Energia Eólica por País
País MW em 2008Acumulado até
31/12/2008
Estados Unidos 8.360 25.170
Alemanha 1.670 23.900
Espanha 1.610 16.740
China 6.300 12.210
India 1.800 9.650
Italia 1.010 3.740
França 950 3.400
Reino Unido 840 3.240
Dinamarca 80 3.180
Portugal 710 2.860
Fonte: GWEC, 2009
73
Segundo o levantamento elaborado em 2008 pela Agencia Nacional de Energia
Elétrica (Aneel), avalia que o potencial eólico do País é de 145,4 mil MW, mais do que
toda a capacidade instalada atualmente. Mas essas estimativas, conforme o próprio
estudo reconhece, consideram a utilização de torres geradoras de 50 metros, já
ultrapassadas tecnologicamente. As novas projeções que contemplam equipamentos
mais modernos que permitem a instalação de turbinas a 100 metros, com
aproveitamento superior, estimam um potencial de 300 mil MW.
Figura 7.4: Potencial Eólico no Brasil
Fonte: Aneel, 2008
De acordo com COSTA et al. (2009) mais da metade do potencial de geração
eólica brasileira se encontra na Região Nordeste, sendo as costas cearense e potiguar
aquelas que apresentam ventos mais velozes. As regiões Sudeste e Sul também
apresentam significativos potenciais eólicos.
74
Cabe frisar, que estes dados não incluem o potencial eólico offshore. Estimativas
preliminares indicam que apenas o litoral da Região Sudeste possui um potencial
equivalente a todo o potencial eólico onshore do país.
O Brasil lidera a geração na América Latina e Caribe, região cuja potência
instalada em 2008 (625 megawatts) não passava de 0,5% da mundial. É verdade que,
graças ao Proinfa, o programa do governo para incentivar a produção de energia elétrica
de fontes renováveis, a capacidade brasileira saltou de irrisórios 29 megawatts, em
2005, para os atuais 1.205 megawatts, ainda assim significa somente 1% da geração
elétrica total do país.
Em dezembro de 2009, foi realizado o primeiro leilão para contratar
especificamente energia eólica, sendo que as inscrições superaram as expectativas. Nada
menos do que 13,3 mil megawatts, ofertados por 441 projetos, se habilitaram, sendo
contratados 1.086 megawatts. Nos anos 2010 e 2011, a energia eólica participou dos
três leilões realizados, sendo que do montante total foram contratados 528 MW em
2010 e 1.929 MW em 2011, a preços cada vez mais competitivos. Em 2011 a eólica foi
negociada abaixo de R$ 100 o MWh e passou a ser comparável com a energia
hidrelétrica. Contratos de 20 anos e alíquota zero de IPI para equipamentos nacionais
fazem parte do pacote que justificou tamanha atratividade. A quantidade de
empreendimentos mostra o potencial do país para a geração a partir dessa fonte.
Segundo o PDE 2011-2020, espera-se que nos próximos 10 anos, a capacidade
instalada de geração de energia eólica atinja os 11,5 mil MW.
7.2.3 – Biomassa (bagaço de cana de açúcar)
O bagaço de cana de açúcar é um subproduto do processo de produção de etanol
e açúcar que pode ser usado para aumentar o uso energético da cana pela geração
combinada de energia e calor ou, alternativamente, como insumo na produção de etanol
por meio da hidrólise. De fato, o etanol representa apenas um terço da energia
disponível na cana; os outros dois terços estão nas fibras do bagaço e nas folhas e
pontas da cana. A disponibilidade de bagaço depende diretamente da produção de etanol
e açúcar, já que estes são os principais produtos das usinas. Mas a possibilidade de
vender eletricidade como subproduto para a rede elétrica pode incentivar a expansão do
setor.
75
O aumento da geração de energia elétrica a partir da biomassa residual da cana
de açúcar (bagaço, folhas e pontas) dependeria, basicamente, do uso de técnicas de
colheita de cana sem queima, o que disponibilizaria as folhas e pontas para a geração de
energia elétrica; da implementação de medidas para redução da demanda de vapor do
processo industrial de conversão da cana de açúcar; e do emprego de tecnologias mais
eficientes de conversão energética. Hoje, predomina no setor sucroalcooleiro o uso de
turbinas a vapor de contrapressão a 22 bar, tecnologia em que a geração de eletricidade
é subproduto do processo de produção de etanol e se dá apenas durante a safra. Essa
tecnologia gera um excedente de eletricidade (adicional ao consumo próprio da unidade
de etanol) de cerca de 10 kWh/t de cana. O uso de tecnologias mais sofisticadas pode,
porém, aumentar substancialmente a geração de energia elétrica a partir do bagaço.
Como visto existe um potencial de injetar no SIN, mas o maior desafio hoje a
estas indústrias e ao Brasil é incentivar essa atividade e promover um ganho maior de
rendimento e eficiência nos processos de cogeração. Para isso, é importante não só
aprimorar o ambiente institucional, os mercados e etc., mas também elevar os
investimentos necessários para a modernização dos parques industriais.
Segundo CASTRO et al. (2008), a região Centro-Sul do país, onde se localiza a
maior parte da demanda brasileira por energia elétrica, concentra percentual superior a
80% da produção brasileira de cana de açúcar. Uma conseqüência imediata desta
concentração é que as usinas produtoras de bioeletricidade se situam próximas ao centro
de carga. A vantagem de se ter usinas próximas ao consumo é a menor necessidade de
investimentos em linhas de transmissão e, por conseqüência, menores custos de
transmissão, diminutos impactos ambientais nos locais onde estas linhas seriam
construídas e maior eficiência do sistema elétrico devido a redução das perdas.
Por outra parte, o período da safra sucroenergética entre abril e novembro
coincide com o período seco no subsistema Centro/Sul do setor elétrico brasileiro, o
qual possui 70% da capacidade de armazenamento dos reservatórios do país. Portanto, a
bioeletricidade é intrinsecamente uma energia complementar à geração hídrica e aí
consiste seu maior benefício para o sistema elétrico.
76
Figura 7.5: Energia Armazenada nos Reservatórios das Hidrelétricas e Safra de
Cana
Fonte: Guerra e Goldenberg, 2008
Cabe destacar que a capacidade instalada de biomassa em 2008 era de
aproximadamente de 4.800 MW, embora segundo os dados da ONS nada foi gerado
para injetar no SIN, isso é devido a que a geração de eletricidade é subproduto do
processo de produção de etanol.
A União da Indústria de Cana de Açúcar (ÚNICA), calculou o potencial de
mercado da bioeletricidade, já descontadas limitações de ordem técnico-econômica e
ambiental a que estão sujeitos alguns empreendimentos sucroalcooleiros. Os dados
constam na Tabela 7.5. Na safra 2010/11 a bioeletricidade já tem garantidos contratos
para exportar para a rede elétrica 3.358 MWméd, com uma capacidade instalada
prevista de 6.715MW. Até 2021 o potencial estimado de venda de energia elétrica é de
13.158 MWméd para uma capacidade instalada de 26.315 MW.
Tabela 7.5: Estimativa do Potencial de Mercado da Bioeletricidade para o SIN (2010 - 2021)
Safra MW MW méd
2010/11 6.715 3.358
2011/12 8.315 4.158
2012/13 10.315 5.158
2013/14 12.315 6.158
2014/15 14.315 7.158
2015/16 16.315 8.158
2016/17 18.315 9.158
2017/18 20.315 10.158
2018/19 22.315 11.158
2019/20 24.315 12.158
2020/21 26.315 13.158
77
Fonte: ÚNICA, 2010
7.2.4 - Resíduos Sólidos Urbanos
Das 375 mil toneladas de resíduos sólidos urbanos que o Brasil produz
diariamente, 22,3% vão para aterros controlados (aterros sanitários com recuperação ou
destruição dos gases gerados pela decomposição dos resíduos). Do restante, 47,1% vão
para aterros sanitários não controlados, e 30,5% são despejados em lixões.
A incineração controlada dos resíduos e a posterior utilização dos gases de
exaustão para produzir eletricidade têm um potencial considerável no país. No entanto,
a incineração no Brasil só é usada como forma de disposição final de resíduos
classificados como não-perigosos e de uma parte do lixo hospitalar (feita de maneira
rudimentar em lugares onde a coleta de lixo é deficiente).
A mais avançada tecnologia de incineração controlada utiliza os gases de
exaustão, que geralmente atingem mais de 1.000°C, numa caldeira de recuperação de
calor, onde é produzido vapor para movimentar uma turbina de ciclo Rankine. A Tabela
7.6, mostra uma estimativa do potencial de geração de eletricidade, com o emprego
dessa tecnologia. No cálculo, foi considerado o uso de resíduos sólidos urbanos com
teor calorífico de 11,5 MJ/kg e uma eficiência de conversão de energia elétrica de 30%
(Coppe, 2008).
Tabela 7.6: Potencial de Geração de Eletricidade a partir da Incineração de Resíduos
Sólidos Urbanos no Brasil
População (N˚ Hab)
Resíduos Sólidos
Urbanos Coletados
(T/Dia)
Geração Potencial
(MW)
2010 192.040.996 257.335 10275
2015 201.517.470 270.033 10782
2020 209.705.328 281.005 11221
2025 216.952.113 290.716 11608
2030 223.360.169 299.302 11951
Fonte: Coppe, 2008
A incineração controlada não é a única tecnologia disponível para a produção de
eletricidade a partir de lixo. Uma alternativa que está começando a ser adotada nos
78
aterros sanitários existentes é a recuperação do biogás (gás de aterro) gerado pela
decomposição natural de resíduos orgânicos. Além do biogás de resíduos sólidos,
também pode ser usado o gás produzido pelo tratamento de esgotos. Isso acrescenta
mais uma vantagem ao tratamento do esgoto doméstico e industrial. A deficiência de
tratamento de esgotos no Brasil é muito grande, e o uso de biogás para eletricidade pode
ajudar a reduzir os custos de operação de estações de tratamento e estimular a
construção de novas estações.
7.2.5 - Energia Solar
No mundo, o segmento de energia solar cresce a cada ano. Segundo dados da
Associação Européia da Industria Fotovoltaica (EPIA), no final de 2008, a capacidade
instalada do mercado global fotovoltaico se aproximou dos 16 GW e, atualmente, quase
23 GW estão instalados, produzindo cerca de 25 TWh de eletricidade anualmente. A
Europa lidera o segmento com quase 16 GW de capacidade instalada no ano passado,
representando cerca de 7% da capacidade fotovoltaica instalada.
O setor também se desenvolveu de forma significativa fora da Europa com 484
MW instalados no Japão e 477 MW nos Estados Unidos. A China apareceu como novo
player em 2009 com, aproximadamente, 160 MW instalados e a Índia com cerca de 30
MW.
De acordo com o documento Global Market Outlook for Photovoltaics until
2014, realizado pela EPIA, o mercado anual saltou de menos de 1 GW em 2003 para
mais de 7,2 GW em 2009 apesar das dificuldades devido à crise econômica. O segmento
fotovoltaico continuou a crescer em quase 15% em 2009, quando comparado a 2008, e a
capacidade instalada no mundo aumentou em 45% para 22,9 GW.
79
Figura 7.6: Histórico do Desenvolvimento da Capacidade Fotovoltaica Instalada no
Mundo Fonte: EPIA, 2010
A energia solar aumentou sua fatia em quase todas as categorias de
investimentos. Segundo relatório do Worldwatch Institute, é previsto que o custo dos
painéis solares seja reduzido em mais de 40% até o próximo ano, fato muito importante
devido a que muitas vezes os investimentos são adiados por conta do custo alto dos
equipamentos. Segundo o Centro de Pesquisas de Energia Elétrica (CEPEL), o custo é
um dos principais obstáculos para a implantação da energia solar fotovoltaica no Brasil,
sendo que os preços internacionais de energia solar variam entre US$ 360 e 720/MWh.
Até 2030, os sistemas fotovoltaicos poderiam gerar aproximadamente 2.600
TWh de eletricidade em todo o mundo, segundo o relatório Solar Generation V – 2008,
realizado pela EPIA. De acordo com o documento, a capacidade dos sistemas solares
instalados poderia alcançar 281 GW até 2030. Cerca de 60% estariam conectados à
rede, principalmente nos países industrializados. O número total de pessoas com
geração própria de eletricidade, através de sistemas solares conectados à rede poderia
chegar a 1,280 milhão. Embora os principais mercados estejam localizados
principalmente no mundo industrializado, cerca de 20% ou um mercado anual de 56
GW estariam sendo preenchidos por países em desenvolvimento para a eletrificação
rural em 2030.
80
Tabela 7.7: Projeções da Energia Solar Fotovoltaica para 2030
Capacidade acumulada dos sistemas fotovoltaicos 1,864 GW
Produção de eletricidade 2,646 TWh
Consumidores conectados à rede 1,280 milhão
Consumidores fora da rede 3,216 milhões
Energia Solar Fotovoltaica: Projeções para 2030
Fonte: EPIA, 2009
Assim como ocorre com os ventos, o Brasil é privilegiado em termos de
radiação solar. Segundo o Atlas Solarímetro de 2007, a radiação varia entre 6 e 22 MJ
(megajoules) por metro quadrado durante o dia, sendo as menores incidências solares
entre maio e julho, variando entre 8 e 18 MJ/m². É uma radiação comparável às
melhores regiões do mundo em potencial solar, como a cidade de Dongola, no deserto
do Sudão. As áreas com maior potencial solar no Brasil estão situadas no semiárido,
principalmente nos Estados de Pernambuco, Ceará, Rio Grande Norte e Piauí.
Figura 7.7: Radiação Solar Média Anual no Brasil (MJ/m² dia)
Fonte: ANEEL, 2007
81
Figura 7.8: Insolação Solar Média Anual no Brasil (horas)
Fonte: ANEEL, 2007
A radiação solar na superfície da terra pode ser razoavelmente alta em muitas
regiões, mas o mercado potencial para sua captura é baixo devido aos preços atuais
relativamente altos dos coletores solares.
Há fatores que limitam sua utilização: a intermitência e flutuação sazonal que
exigem o armazenamento de energia, as variações geográficas que privilegiam a região
equatorial com duas vezes mais radiação solar que em latitudes maiores e características
difusas com baixa potência, já que a geração direta da energia solar em larga escala
requer enorme quantidade de equipamento e uso de superfície, mesmo com técnicas de
concentração solar.
7.2.6 - Carvão Vegetal
O carvão vegetal apresenta vários impactos em sua cadeia produtiva. Pois cerca
de 49% da matéria-prima usada na obtenção de carvão vegetal em nosso País têm
origem na mata nativa, de forma ilegal. Sem falar que os fornos mais comuns, de
alvenaria, poluem o meio ambiente e, ainda, causam doenças respiratórias, cegueira e
problemas cardíacos aos trabalhadores e à população no entorno desses locais. Há
também sérios problemas envolvendo até mesmo com trabalho escravo, além de
trabalho infantil.
82
7.2.7 – Energias Oceânicas
O aproveitamento do comprovado potencial energético dos oceanos configura,
atualmente, como uma possibilidade promissora para produzir energia limpa e sem
impactos ao meio-ambiente.
A energia contida nos oceanos pode ter origens diferentes, o que origina
diferentes classificações. As mais relevantes são sem dúvida a energia das marés, fruto
da interação dos campos gravíticos da lua e do sol, a energia térmica dos oceanos,
conseqüência direta da radiação solar incidente, a energia das correntes marítimas, cuja
origem está nos gradientes de temperatura e salinidade e na ação das marés e finalmente
a energia das ondas, que resulta do efeito do vento na superfície do oceano (Pontes,
2001).
Marés, ondas e correntes marinhas são recursos renováveis cujo aproveitamento
para a geração de eletricidade registra significativos avanços tecnológicos, encontrando
respaldo nos princípios de acessibilidade, disponibilidade e aceitabilidade, propalados
pelo Conselho Mundial de Energia (WEC, 2010) para o desenvolvimento de
alternativas energéticas.
Assim as energias oceânicas são energias renováveis, geradas próxima aos centros
de carga (a nova tecnologia se instalaria no litoral brasileiro, onde mora o 70% dos 192
milhões de habitantes desse país). Logo, é compatível com a segurança energética ao
reduzir as perdas na geração e na rede e com a sustentabilidade ambiental por ser
produzida a partir de um recurso renovável e com elevada eficiência. Além disso, as
energias oceânicas também reduzem os impactos ambientais, ainda que pequenos,
oriundos da expansão da rede de transmissão.
Além dos benefícios nos âmbitos energéticos e ambientais, a promoção das energias
oceânicas, como visto, apresenta impactos sócio-econômicos positivos porque estimula
a indústria de bens de capital, tendo em vista que os equipamentos que são utilizados na
construção da usina são ofertados pela indústria nacional, economizando divisas. Por
fim, cabe frisar o reduzido tempo de construção e a maior facilidade de obtenção de
licença ambiental comparado a outras usinas de geração de energia elétrica. Assim
83
sendo, estas características permitem respostas mais rápidas à expansão da demanda por
energia elétrica.
Os oceanos cobrem 75% da superfície global e representam uma fonte natural e
renovável de energia, estimada como de 5 TW.
A exploração da energia das marés já é uma realidade comercial na Europa,
enquanto que conversores de energia das ondas encontram-se em pleno
desenvolvimento no mundo, inclusive em fase inicial de comercialização.
O Brasil possui aproximadamente 9.000 km de litoral. Estima-se que somente os
litorais sul e sudeste do país tenham um potencial energético de 40 GW (Eletrobrás,
1981).
A energia oceânica tem um enorme potencial, e poucas restrições relevantes à
sua produção, mas enfrenta a limitação de um preço alto, que pode cair com o aumento
da produção e com o desenvolvimento técnico, pelo que um grande número de países
está implantando políticas públicas e incentivos com o objetivo de acelerar o
desenvolvimento das diferentes tecnologias das energias oceânicas.
A Boeckmann, da StrateEye, prevê que a energia oceânica poderá ser
responsável por 20% dos recursos renováveis da Europa em 2020, comparados com os
40% previstos para a energia eólica. Por outra parte nos Estados Unidos foi anunciado
um investimento da ordem de US$ 15 milhões em energias oceânicas. Para os
americanos a energia oceânica é a menos desenvolvida, mas seu potencial é tão grande
que atrai empresas do mundo todo.
Observa-se que embora a energia solar e eólica tenham absorvido grande parte
das verbas destinadas ao desenvolvimento de tecnologias nestas áreas, essa tendência
está mudando a favor da energia oceânica, colocando-a numa situação auspiciosa em
termos de exploração energética.
84
7.2.7.1 – Energias das Ondas
A energia das ondas, apesar de ser objeto de discussão há séculos, somente
ganhou importância nas últimas três décadas, devido principalmente, ao agravamento da
crise energética global.
A energia das ondas pode ser considerada uma forma concentrada de energia
solar. A energia solar atua desigualmente na superfície dos oceanos; o diferencial de
calor gera os ventos, ou seja, energia eólica; os ventos quando soprando por pistas
longas e tempo suficiente, geram as ondas do mar. Uma vez criadas as ondas podem
viajar milhares de quilômetros no alto mar praticamente sem perdas de energia. Em
regiões costeiras a densidade de energia presente nas ondas diminui devido à interação
com o fundo do mar. A potência de uma onda é proporcional ao quadrado da sua
amplitude e ao seu período. Ondas de elevada amplitude (cerca de 2 m) e de período
elevado (7 a 10 s) excedem normalmente os 50 kW por metro de frente de onda (CRES,
2002).
Estimativas simples mas consistentes, indicam que a 20 m acima da superfície
do mar, a energia eólica é de 2-6 vezes mais densa que a energia solar. Por seu turno, a
energia das ondas é cerca de 5 vezes mais densa que a energia eólica e portanto de 10-
30 vezes mais densa que a energia solar. A conclusão é que no caso das ondas, usinas
relativamente de menor porte poderão extrair mais energia.
A energia das ondas apresenta-se assim como particularmente atrativa para ilhas
ou países com grandes faixas costeiras, uma vez que, após o choque petrolífero de 1973,
países que satisfazem as condições geográficas necessárias e partilham as necessidades
de importação de energia elegeram a energia das ondas em programas de caráter
governamental ou em instituições de pesquisa e desenvolvimento. Como exemplos
temos os casos do Reino Unido, Noruega, Dinamarca, Suécia e Portugal, na Europa, os
Estados Unidos na América do Norte e China, Índia e Japão na Ásia. O recurso
energético das ondas encontra-se exemplificado na Figura 7.9 onde o potencial de cada
zona é representado em kW por metro de frente de onda. Estes valores representam o
fluxo médio anual de energia que atravessa cada metro de frente de onda e são
variáveis, podendo atingir, em estados de tempestade, o 1 MW/m (CORNETT, 2008).
85
O maior potencial de energia das ondas encontra-se entre as latitudes de ~30º e ~60º
em ambos hemisférios, devido principalmente aos ventos do oeste (Westerlies), que
prevalecem nessa região. Particularmente, o litoral oeste da Europa, possui um alto
potencial, assim como os litorais do Canadá, Estados Unidos e as Costas Sul da
Austrália e América do Sul.
Figura 7.9: Potencial Energia das Ondas no Mundo (kW por metro) Fonte: Cornett, 2008
O total teórico da potencia de energia das ondas está estimado em 32.000
TWh/ano (Mørk et al., 2010), aproximadamente a metade do fornecimento global de
eletricidade em 2008 (16.800 TWh/ano).
Tabela 7.8: Total Teórico da Potencia de Energia das Ondas por Região
REGIÂOEnergia das Ondas
(TWh/ano)
Norte e Oeste de Europa 2.800
Mar Mediterrâneo e Arquipélagos
(Azores, Cabo Verde, Canárias)1.300
America do Norte 4.000
America Central 1.500
America do Sul 4.600
África 3.500
Ásia 6.200
Austrália, Nova Zelândia e Ilhas do Pacífico 5.600
Outros 2.500
TOTAL 32.000 Fonte: Mørk et al., 2010
86
Na América Latina, o Estado do Ceará será o primeiro local de produção de
energia através de uma usina de ondas. Trata-se de um projeto piloto realizado pela
Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ) com a colaboração da distribuidora de
energia elétrica Tractabel, que entrará em operação em 2011.
Outro projeto do mesmo tipo será realizado na ilha de Fernando de Noronha,
formando parte de um programa do governo do estado de Pernambuco de substituição
da matriz energética.
7.2.7.2 – Energia de Marés
Embora o potencial mundial das marés seja cerca de 3 TW, somente parte deste
potencial pode ser convertido, em virtude da dispersão de energia em mar aberto e
conseqüentes alturas de marés modestas para exploração. Desta forma, estima-se que
somente 2 a 10% do potencial poderia ser explorado, em determinados locais junto à
linha de costa ou em estuários, onde as alturas de maré sejam adequadas para a
implantação de uma usina. Os principais parâmetros para o aproveitamento da energia
talassométrica são suficientes alturas de maré em locais favoráveis aos trabalhos de
engenharia e proximidade do mercado consumidor de eletricidade (CHARLIER, 2003).
A Tabela 7.10 mostra o potencial de energia das marés nos países europeus,
onde esse recurso é significativo. Esse potencial é principalmente composto pelas marés
da Grã-Bretanha e França e, em menor parte, pela Irlanda, Holanda, Alemanha e
Espanha. Por outro lado, não há potencial expressivo nos países escandinavos, países
bálticos, Portugal, Itália, Grécia e outros países mediterrâneos por possuírem baixas
alturas de maré.
Tabela 7.9: Potencial de Energia de Marés na Europa Ocidental
GW TWh/ano %
Reino Unido 25,2 50,2 47,7
França 22,8 44,4 42,1
Irlanda 4,3 8,0 7,6
Holanda 1,0 1,8 1,8
Alemanha 0,4 0,8 0,7
Espanha 0,07 0,13 0,1
Total Europa Ocidental 53,8 105,4 100
PaísRecurso disponível teoricamente
Fonte: Charlier, 2003
87
Em outras regiões do mundo, os levantamentos são escassos para a elaboração
de estimativas confiáveis. Acredita-se que o potencial mundial é cerca de 5 a 10 vezes
aquele da Europa Ocidental, ou seja, 500 a 1.000 TWh/ano. Na Figura 7.11, os
principais locais apropriados para o aproveitamento da energia das marés são
apresentados.
Figura 7.10: Locais com Alturas de Maré superior a 5 m, Apropriados para o
Aproveitamento Maremotriz Fonte: Cornett, 2008
No Brasil, as maiores amplitudes de maré ocorrem no litoral norte, notadamente
nos estados do Amapá, Pará e Maranhão (Eletrobrás, 1981).
A partir de 1977, a Eletrobrás solicitou, a empresas nacionais, estudos sobre o
aproveitamento das marés no território brasileiro e, especificamente, um projeto para a
usina maremotriz do Bacanga. A Sondotécnica, em 1979-80, elaborou diversos estudos
sobre o assunto, entre eles um inventário preliminar contendo 41 baías ao longo da costa
norte do país, de alturas de maré entre 3,7 e 8,0 m com potências teóricas superiores a
60 MW, alcançando 5 GW (Eletrobrás, 1981).
88
Uma característica inerente a ocorrência de marés adequadas ao aproveitamento
é a sua localização nem sempre próxima ao mercado consumidor. Outra característica é
o fato do fenômeno das marés sofrer variações diárias e semanais, com defasagem diária
dos seus picos de preamar e baixamar, o que nem sempre coincide com o pico de
demanda.
As obras de construção civil representam o item mais custoso no orçamento da
usina, o que conduz a um relativo aumento do custo unitário do kW instalado. Devido
aos elevados custos inicias, somente pequenas usinas que tenham curtos períodos de
construção podem ser econômicas (MALHEIRO, 2007).
7.3 - Tecnologias Convencionais ou Avançadas de Geração de Energia
7.3.1 - Térmicas a Gás Natural
O quarto relatório do Painel Intergovernamental sobre Mudanças do Clima
(IPCC) aponta esse tipo de energia como uma das opções para a redução do
aquecimento.
Nos últimos leilões para novos empreendimentos de geração de energia, o
número de novas hidrelétricas, tem sido pequeno, assim como o das termelétricas a gás,
que enfrentavam problemas de escassez. Os primeiros sinais de que a oferta do
combustível tende a se estabilizar, parte em função do pré-sal e também pelo
abastecimento de Gás Natural Liquefeito (GNL).
A concentração de térmicas a óleo nos últimos leilões gerou muitas críticas por
parte principalmente dos ambientalistas. O óleo combustível emite muito mais CO2 do
que o gás, o que ameaça sujar a matriz energética brasileira, considerada uma das mais
limpas do mundo, pelo qual, segundo visto, o Ibama criou a norma ambiental IN-7.
Entretanto, a Empresa de Pesquisa Energética (EPE), propôs ao Ministério de
Minas e Energia, que as usinas térmicas movidas a óleo combustível que foram
leiloadas no ano 2008 com suprimento previsto para 2011 e 2013, mas não foram ainda
construídas, sejam convertidas para gás natural. No documento, a EPE afirma que há
várias vantagens do gás em relação ao óleo combustível. Em primeiro lugar, a menor
89
emissão de gás carbônico, depois, a situação mais confortável de oferta de gás no país,
e, além disso, o preço mais barato do combustível e a maior facilidade de transporte. A
grande dificuldade, porém, é a logística. As usinas térmicas que foram convertidas a gás
precisam estar localizadas próximas de gasodutos, caso contrario será impossível
realizar a troca.
Este número de fatores, como o excedente futuro de gás natural, junto com as
normas ambientais que encarecem as térmicas a carvão e óleo, faz pensar que a
expansão termelétrica no Brasil será baseada através de térmicas a gás natural.
7.3.2 - Energia Nuclear
A indústria mundial de geração elétrica nuclear já acumulou mais de 14 mil
reatores por ano de experiência operacional do final da década de 50 até hoje. São 436
usinas nucleares distribuídas por 34 países, concentradas naqueles mais desenvolvidos,
que respondem atualmente por 17% de toda geração elétrica mundial.
Dezesseis países dependem da energia nuclear para produzir mais de um quarto
de suas necessidades de eletricidade. França e Lituânia obtêm cerca de três quartos de
sua energia elétrica da fonte nuclear; enquanto Bélgica, Bulgária, Hungria, Eslováquia,
Coréia do Sul, Suécia, Suíça, Eslovênia e Ucrânia mais de um terço. Japão, Alemanha e
Finlândia geram mais de um quarto; e os EUA, cerca de um terço.
Apesar de poucas unidades terem sido construídas nos últimos 15 anos, as usinas
nucleares existentes estão produzindo mais eletricidade. O aumento na geração nos
últimos sete anos equivale a 30 novas usinas e foi obtido pela repotencialização e
melhoria do desempenho das unidades existentes.
Existem hoje renovadas perspectivas para novas usinas em países com um
parque nuclear estabelecido e outras tantas em alguns novos países. Os países reunidos
no grupo dos Bric (Brasil, Rússia, Índia e China) são particularmente importantes nesse
contexto. Segundo a Agência Internacional de Energia Atômica, hoje há 53 usinas
nucleares em construção no mundo, para gerar 47.223 MW até 2017. Elas se somarão às
436 em operação, com 370.304 MW, que corresponderão a aproximadamente 17% da
energia total. A elas se devem juntar mais 135 em fase de planejamento (148 mil MW),
90
que elevarão a potência instalada em 50%. Além dessas, mais 295 consideradas até
2030 pelo planejamento energético de diversos países (dentre os quais o Brasil, que
planeja 4 usinas adicionais nesse horizonte de tempo).
A energia nuclear é uma alternativa “limpa”, desde o ponto de vista das
emissões de GEE. Mas no presente, as restrições à energia nuclear incluem:
• alto custo;
• resistência da sociedade, face à percepção de riscos devido a potenciais
acidentes nucleares e à disposição de resíduos radioativos;
• potencial proliferação de armas nucleares.
Apesar da crescente atenção que a geração nuclear tem recebido por razões
ligadas ao ambiente e segurança de suprimento, é claro que as novas usinas devem
provar sua competitividade econômica nos mercados de energia de hoje.
No Brasil, o debate a respeito desse tipo de energia ganhou força, recentemente,
com a retomada do Programa Nuclear Brasileiro, e a iniciativa de construir a terceira
usina nuclear brasileira, a Angra 3.
Segundo dados do Planejamento e Desenvolvimento Energético do Ministério de
Minas e Energia, depois da entrada em operação da Usina Nuclear de Angra 3, o
governo pretende construir mais quatro usinas nucleares até 2030, cada uma com 1 mil
megawatts de potência. A primeira deve entrar em operação em 2019, na Região
Nordeste, entre Recife e Salvador. Outra usina deve ser construída na mesma região, e
mais duas na Região Sudeste, entre o Rio de Janeiro e o Espírito Santo.
7.4 - Conclusões
No Brasil, as fontes renováveis tradicionalmente foram relegadas a um segundo
plano devido à abundância de recursos hídricos. A geração hídrica apresenta maior
competitividade devido aos efeitos de economia de escala, economia de aprendizado,
tradição desta energia na cultura do setor, etc.
Os motivos da necessidade brasileira de se inserir fontes alternativas e
renováveis na matriz elétrica são distintos das motivações dos países do Norte, porém
91
não menos importantes. A diferença essencial é que estas energias são extremamente
competitivas com as fontes convencionais de geração elétrica desde que o benefício que
as mesmas proporcionam ao sistema elétrico brasileiro seja corretamente dimensionado
e valorado.
O parque gerador brasileiro está passando por um processo de transformação e
transição que terá seguimento nos próximos anos. A matriz continuará a ser
predominantemente hídrica, mas ocorrerão mudanças importantes. As novas
hidrelétricas que estão e vierem a serem construídas serão notadamente do tipo de fio
d’água. Como resultante a capacidade relativa e absoluta de regularização dos
reservatórios diminuirá gradativamente. Com isto, o sistema se tornará, cada vez mais,
dependente de geração complementar à hídrica, sobretudo durante a estação seca. E
conforme a carga aumentar, a dependência de geração complementar tenderá a crescer.
Traçado este cenário, a expansão da capacidade instalada de geração deverá
priorizar, além dos bons aproveitamentos hídricos que estão sendo inventariados e
licenciados, projetos de outras fontes que apresentem sinergias e complementaridades
com o novo perfil da geração hídrica: uma geração mais sazonal e com menor
capacidade de regularização.
Com base neste critério devem ser priorizados, por um lado empreendimentos
com geração sazonalmente complementar às afluências, como a bioeletricidade da cana
de açúcar e a energia eólica. Por outro lado, deve ser feito um esforço para incorporar ao
sistema outras fontes, como é o caso das energias oceânicas, através de políticas
governamentais.
Em suma, a matriz elétrica brasileira está passando por um processo acelerado
de transição, de evolução, onde se faz cada vez mais necessário selecionar
criteriosamente os empreendimentos futuros.
92
8 – Aspectos Econômicos da Energia das Ondas
As decisões de investimento em tecnologia do ponto de vista privado e público
são completamente diferentes. As empresas privadas certamente procuram altas taxas de
retorno, uma rápida recuperação do capital, além de minimização do risco para seus
investimentos. Não menos importante, o ambiente político-econômico também
influencia bastante, o sistema administrativo do país, a robustez econômica, mão-de-
obra qualificada e indústrias de suporte. Tudo isto se resume em tecnologias de fácil e
rápida construção, baixo risco tecnológico e baixos custos de operação e manutenção
(SCHAEFFER et al., 1999). O lucro não é objetivo principal de um empreendimento
público, mas outros interesses que vão desde o atendimento constitucional da infra-
estrutura de energia às populações até a criação de impulsionadores do
desenvolvimento.
A Tabela 8.1 apresenta uma composição atual dos custos do modelo de usina de
ondas desenvolvido pelo LTS/COPPE em função dos principais componentes do
aparato, para uma fazenda composta de 10 módulos, responsáveis por uma produção de
1 MW de potência instalada.
Tabela 8.1: Composição Atual dos Custos de uma Usina de Energia das Ondas
de 1 MW
Componente Quantidade R$ / Und R$ / MW (%)
Grupo Motor-Gerador 1000 kW 1 600.000 600.000 2,42%
Instalações Elétricas 1 1.050.000 1.050.000 4,23%
Casa de Máquinas 1 1.200.000 1.200.000 4,84%
Câmara Hiperbárica e Acumulador 1 1.200.000 1.200.000 4,84%
Conjunto de Tubulações 1 360.000 360.000 1,45%
Transporte e montagem 1 900.000 900.000 3,63%
Bomba Hidráulica 10 350.000 3.500.000 14,11%
Braço Metálico 10 700.000 7.000.000 28,21%
Flutuador 10 600.000 6.000.000 24,18%
Base de Fixação no Mar 10 300.000 3.000.000 12,09%
Total 7.260.000 24.810.000 100,00%
Fonte: LTS/COPPE, 2011
Atenção especial deve ser dada aos custos dos braços metálicos que respondem
por 28,2% dos investimentos. O segundo item de maior custo são os flutuadores
(24,2%) e o terceiro são as bombas hidráulicas (14,1%).
93
8.1 - Modelo Energético RETScreen para Análise de Projetos de Energia das
Ondas
Os agentes de geração, transmissão, distribuição e comercialização são
responsáveis pelos investimentos e pela contratação da energia necessária ao
abastecimento nacional. Suas decisões são baseadas em estratégias e interesses
econômicos sendo viabilizadas pelas ações governamentais. No Brasil, existe uma
preponderância da hidroeletricidade com uma participação crescente de geração através
de energias renováveis. A diversificação da matriz de energia elétrica está aliada à
competitividade no segmento de geração, estimulando investimentos em projetos com
um prazo reduzido de maturação e flexibilidade operacional. Com o objetivo de avaliar
se essas condições podem ser alcançadas a partir de empreendimentos de energia das
ondas será usado o Modelo Energético RETScreen, software que analisa projetos de
energia, focando em soluções de energia renovável e alternativa. A modelagem está
organizada em três partes: (i) identificação das variáveis de influência, (ii) apresentação
do modelo de remuneração, (iii) análise de sensibilidade.
8.1.1 – Variáveis do Modelo
O custo de geração de uma fonte energética é o custo de produção da energia
elétrica. É composto do custo da planta ou custo do investimento, e dos custos de
operação e manutenção da usina (O&M) e, se for o caso, do combustível necessário ao
seu funcionamento. Além desses parâmetros tradicionais, está ganhando especial
importância a inclusão das externalidades, especialmente as ambientais, segundo visto
no Capítulo 6.
Assim, a comparação dos custos da planta, isoladamente, entre as diversas fontes
pode levar à conclusões equivocadas, por não levar em conta as diferenças entre os
fatores de capacidade dos geradores, o custo do combustível, o custo de O&M, etc.
Assim o valor de um empreendimento de geração de energia das ondas vai depender das
seguintes variáveis:
8.1.1.1 - Custo de Investimento
Custo de investimento diz respeito aos custos globais de implantação, impostos,
seguros e remuneração do capital empregado. Este último é calculado com base em uma
94
taxa de retorno para o capital durante o tempo estipulado para recuperação do
investimento (JANNUZZI & SWISHER, 1997).
A Aneel estabelece nos leilões de energia nova um período de 30 anos como
tempo de vida útil para aproveitamentos hidrelétricos. Já para projetos termelétricos
estima uma vida útil em torno de 15-20 anos e os projetos de energias renováveis,
fotovoltaicas e eólicas, contabilizam vida útil de 20 anos.
Quanto às taxas de retorno, o real valor a ser utilizado, depende do custo de
oportunidade do capital, na situação de mercado de capitais em equilíbrio. Sua
influência é tamanha que pode condicionar o processo decisório de avaliação de
investimento por completo. O valor de referência tradicional no setor elétrico brasileiro
é de 12% a.a. (ELETROBRÁS, 1999).
8.1.1.2 - Fator de Capacidade Anual (FCA)
É a relação entre a energia firme e a capacidade de geração efetiva em uma
usina. A costa brasileira apresenta uma regularidade de ondas que reflete em um alto
FCA do recurso. Em termos gerais pode ser caracterizado no intervalo de 45% a 75%,
no sentido sul-norte do seu litoral, com uma média nacional em torno de 58%.
Especificamente para o sítio de energia das ondas no Porto do Pecém foi encontrado um
FCA do 70% (RICARTE, 2007).
8.1.1.3 - Custo de Operação e Manutenção (O&M)
Diz respeito aos custos próprios de operação e manutenção da usina. É um custo
que varia, em média, de US$ 2 a US$ 10 por MWh e tem influência minimizada no
custo do projeto, podendo, no máximo, representar uma diferença de aproximadamente
11% entre projetos com demais custos idênticos (JANNUZZI & SWISHER, 1997).
Essa categoria de custos apresenta valores mais altos para o caso das fontes renováveis
de energia, notadamente eólica e solar, uma média de US$ 10/MWh (CEPEL). No caso
da energia das ondas esse valor é estimado pois os projetos se encontram em um estagio
pré-comercial, por isso foi considerado o custo mencionado pelo IPCC no relatório
“Special Report in Renewable Energy Resources and Climate Change Mitigation” que
considera um custo anual de US$ 180/kW.
95
8.1.1.4 - Custo de Combustível
São estes custos que mais penalizam as termelétricas, pois têm que competir
com custos de combustíveis nulos das hidrelétricas e outras renováveis. Não são valores
uniformes para diferentes usinas termelétricas já que envolve o tipo, a distância e o
custo do transporte de combustível.
8.1.1.5 – Financiamento
Empresas precisam angariar capital para alavancar novos investimentos, parte
deste capital pode ter origem em alguma modalidade de financiamento. Existem vários
modos para uma empresa financiar suas atividades, seja através de capital próprio ou
alheio (MENEZES, 2001). O financiamento vai depender da:
• Razão da Dívida, sendo a proporção entre quanto do Custo Inicial
Incremental é financiado com empréstimos: foi utilizado o percentual de
endividamento aprovado pelo BNDES para as fontes renováveis de
energia, sendo este de um 80%;
• Taxa de Juros da Dívida: foi aplicada a taxa de juros considerada pelo
BNDES para as fontes renováveis de energia, sendo esta do 100% TJLP
(Taxa de Juros de Longo Prazo) + Spread Básico do 0,9% a.a., sendo que
o Conselho Monetário Nacional (CMN) manteve em 6% ao ano a Taxa
de Juros de Longo Prazo (TJLP) a vigorar no período de 1º de abril a 30
de junho de 2011;
• Duração da Dívida: foi considerado o prazo de amortização da dívida
aplicado pelo BNDES para as energias renováveis, sendo este de 16
anos;
• Taxa de Inflação: Foi usada a projeção elaborada pelo Banco Central
(Relatório Focus - Projeção inflação), que é de 4,5% para os anos 2011 e
2012.
8.1.1.6 – Preço da Energia Exportada
O principal instrumento para modicidade tarifário é o leilão para a contratação
de energia pelas distribuidoras, com o critério de menor tarifa, sendo o preço pago pelos
agentes pela energia gerada. Foi considerado como preço da energia exportada o preço
96
médio obtido na venda de energia nova no último leilão realizado pela EPE, sendo
aproximadamente de R$ 102 o MWh.
As informações descritas serviram como dados de entrada para o Modelo.
8.1.2 – Apresentação do Modelo de Remuneração
No Modelo RETScreen o retorno financeiro é representado pela receita líquida
descontada ao longo de um período de comercialização.
Tabela 8.2: Modelo Energético RETScreen Projeto Pecém
97
Assim, podemos verificar que, com as variáveis apresentadas o retorno
financeiro é negativo.
Viabil. Financeira Unidade Valor
TIR antes impostos - ativos % negativo
Retorno do capital próprio ano > projeto
Figura 8.1: Fluxo de Caixa Cumulativo Projeto Pecém (R$)
Nessa situação, é interessante observar que há pouca oportunidade de
comercializar o projeto de geração de energia das ondas devido ao elevado custo da
planta.
8.1.3 – Análise de Sensibilidade
A análise de sensibilidade é realizada com o objetivo de investigar como se
comportam as variáveis do modelo para obter o retorno líquido esperado para projetos
de geração de energia que, segundo visto anteriormente, é de 12%. Com isso, torna-se
possível decidir que estratégias seguir para fazer viável um projeto de geração através
da energia das ondas.
98
Figura 8.2: Evolução dos Projetos de Geração da Energia das Ondas
O ponto 1 mostra a situação atual na que se encontra o projeto piloto de geração
de energia das ondas de Pecém, que segundo na apresentação do modelo RETScreen,
tem um investimento de aproximadamente R$ 24,8 milhões para uma usina de 1 MW
com um fator de capacidade de 70%. De acordo com essas variáveis observamos que o
preço de venda da energia para fazer o projeto viável economicamente deve ser de R$
670 o MWh.
O ponto 2 mostra a situação na qual se encontraria o projeto de geração de
energia das ondas de Pecém, se usadas políticas públicas para a sua inserção a curto e
médio prazo, ao exemplo do acontecido no PROINFA (vide Capítulo 8.1.3.1).
O ponto 3 mostra a situação na qual se encontraria o projeto em questão se o
nível de desenvolvimento fosse igual ao da energia eólica.
99
8.1.3.1 – Preço da Energia Exportada Igual ao Preço Premium Máximo dado para
a Energia Eólica no PROINFA 1
Segundo visto no Capítulo 4.2, as fontes alternativas de energia possuem um
custo superior às fontes convencionais de energia. Logo, a geração de energia renovável
necessita de políticas públicas para a sua inserção a curto e médio prazo. Para essa
análise de sensibilidade, foi considerado um preço da energia exportada igual ao preço
premium máximo dado para a energia eólica no PROINFA 1, sendo de R$ 310 o MWh.
Tabela 8.3: Modelo Energético RETScreen Projeto Pecém com Preço PROINFA 1
Nesta sensibilidade, observa-se que o uso de um preço da energia exportada
igual ao preço premium máximo dado para a energia eólica no PROINFA 1, faz com
que o projeto, para obter uma rentabilidade de 12%, precise diminuir os custos de
100
investimento da usina para aproximadamente R$ 10,4 milhões por MW instalado,
sempre considerando um fator de capacidade do 70%.
Viabil. Financeira Unidade Valor
TIR antes impostos - ativos % 12,0%
Retorno do capital próprio ano 2,5
Figura 8.3: Fluxo de Caixa Cumulativo Projeto Pecém com Preço PROINFA 1 (R$)
8.2 – Comparativo com as Principais Tecnologias de Geração de Eletricidade
Disponíveis no País
Com base nesta informação e naquelas dispostas na descrição das tecnologias
apresentadas no Capítulo 7, a Figura 8.4 apresenta a comparação dos preços de energia
em plantas de geração de eletricidade para as principais opções disponíveis no país,
ofertado nos últimos leilões de energia nova realizados pela EPE.
99
137 138 140 144 145145 148
58
150
135
102 103 102 100
0
30
60
90
120
150
HIDRELÉTRICA UTE - OC B1 UTE (GN/GNL) UTE - CARVÃO MINERAL
IMPORTADO
PCH UTE - BIOMASSA EÓLICA
R$
/ M
Wh 2008
2009
2010
2011
Figura 8.4: Evolução do Preço de Energia Nova por Fonte (R$/MWh)
Fonte: CCEE, 2011
101
Pode-se observar que o preço da energia das ondas (R$ 670 o MWh) encontra se
ainda longe da realidade comercial das outras fontes existentes no Brasil, devido
principalmente aos elevados custos da planta por ainda encontrar se em uma fase pré-
comercial.
8.3 – Curva de Aprendizado da Energia das Ondas
Segundo visto no Capítulo 6.5, a energia das ondas, por usar tecnologias ainda
pouco desenvolvidas, apresenta uma grande possibilidade de aprendizado e,
consequentemente, de redução de custos.
A taxa de aprendizado da energia eólica nas ultimas três décadas, desde 1980 a 2008
foi de aproximadamente 11%, sem incluir o fator de P&D (WISER, 2009). Segundo o
relatório do IPCC “Special Report in Renewable Energy Resources and Climate Change
Mitigation”, essa taxa pode ser usada para fazer projeções preliminares do futuro custo
potencial da energia das ondas, pois a taxa de aprendizado real ainda não é conhecida
visto que a maior parte das tecnologias oceânicas se encontram em uma fase pré-
comercial.
Figura 8.5: Curva de Aprendizado da Energia das Ondas no Brasil
102
Essa taxa de aprendizado reduziria aproximadamente em três vezes o custo de
investimento em 2020, o que corresponde aproximadamente a duplicar a capacidade
instalada em 2010 nove vezes (Figura 8.5).
As energias oceânicas por encontrar se em um estágio inicial de
desenvolvimento podem ter grandes melhoras ao longo do tempo devido aos ganhos de
experiência e ao surgimento de novas tecnologias que consigam aproveitar melhor os
recursos existentes. As melhoras técnicas (novos desenhos tecnológicos, transferência
de experiência e conhecimento de outras indústrias) e os ganhos de eficiência, podem
reduzir o custo do capital, que junto com a diminuição dos custos de O&M e um maior
aproveitamento dos recursos, implicariam uma diminuição no preço de venda das
energias oceânicas (IPCC, 2011).
Para que isso aconteça um grande número de países está implantando políticas
públicas e incentivos com o objetivo de acelerar o desenvolvimento das diferentes
tecnologias das energias oceânicas. As principais são:
• Metas de capacidade instalada;
• Empréstimos e incentivos financeiros, incluindo preços;
• Incentivos de mercado;
• Desenvolvimento da indústria
• Facilidades e infraestrutura para pesquisa e desenvolvimento.
Alguns países europeus, tal como Portugal e Irlanda usam o mecanismo
denominado feed-in-tariffs, enquanto outros como Inglaterra e Escócia usam o
mecanismo de Obrigação de Certificados Renováveis. A tabela 7.8 mostra alguns
exemplos de políticas existentes para incentivar a energia oceânica a final de 2010.
103
Tabela 8.4: Exemplos de Políticas Existentes para Incentivar a Energia Oceânica
POLITICA PAIS EXEMPLO
Reino Unido3% da eletricidade do Reino Unido proveniente de energia oceânica
para 2020
Espanha 5 MW para 2020
Canadá desenvolvimento de um potencial para 2050
Irlanda 500 MW para 2020
Portugal 550 MW para 2020
USA US Department of Energy Wind & WaterPower Program
China High Tech Research & Development Programme
Reino Unido Marine Renewables Proving Fund
Nova Zelândia Marine Energy Deployment Fund
China Ocean Energy Major Projects
Preços Escócia Saltire Prize
Portugal
Irlanda
Alemanha
Escócia
Reino Unido
Irlanda
Nova Zelândia
USA/Escócia Oregon/Washington for wave/tidal and Hawaii for OTEC/wave
Canadá e Outros European Marine Energy Center,...
Offshore HubsUK
Wave Hub
Feed-In Tariffs
UK Certificados Renováveis em (US$/kWh ou equivalente)
Des
envo
lvim
ento
In
du
stri
al
Desenvolvimento de ClustersApoios à Industria
Infr
aest
rutu
ra
par
a P
&D Centros de Energia Marina
Qu
anti
dad
e a
ser
Co
ntr
atad
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cen
tivo
s Fi
nan
ceir
os
Ince
nti
vos
de
Mer
cad
o Preço garantido (US$/kWh) para energia oceânica
Obrigação de Certificados Renováveis
Objetivos Previstos
Objetivos Obrigatórios
Programas de P&D
Emprestamos
Fonte: SRREN, 2011
8.4 – Comparação entre os Projetos de Energia das Ondas no Brasil e no Mundo
Com base na informação do relatório do IPCC “Special Report in Renewable
Energy Resources and Climate Change Mitigation”, a Tabela 8.4 apresenta as principais
características dos projetos de energia das ondas que existem no mundo.
Tabela 8.5: Principais Características dos Projetos de Energia das Ondas no Mundo
Custo de Investimento
(R$/kW)
Custos anuais O&M
(R$/kW)
Fator de Capacidade
Anual (%)
Vida útil
(anos)
11.160 - 28.980 324 25-40 20 Fonte: IPCC, 2011
Empréstimos
104
Com base nesta informação e nas características do projeto de energia das ondas
de Pecém a Figura 8.6 apresenta a comparação dos preços de energia dos projetos de
energia das ondas disponíveis no mundo e no Brasil, considerando uma taxa de
desconto do 10%.
Figura 8.6: Comparação entre os Projetos de Energia das Ondas no Brasil e no Mundo
8.5 - Conclusões
As fontes alternativas e renováveis de energia elétrica possuem um maior custo
de investimento em comparação com as fontes convencionais no momento de seu
desenvolvimento inicial. No entanto, a exploração de economias de escala e o caráter
decrescente da curva de aprendizado reduzem este custo ao longo do tempo.
Neste sentido, a energia das ondas ao ser uma fonte de energia que contribui
para a segurança energética, diversifica a matriz energética, mitiga o risco hidrológico e
reduz as emissões de gases de efeito estufa, precisa da intervenção do Estado em um
momento inicial, através de instrumentos de promoção e incentivos. Assim, com a
criação de políticas públicas que visem a pesquisa e desenvolvimento da energia das
ondas, se espera uma rápida redução do preço para os próximos anos como ocorrido
com a energia eólica e o que está acontecendo com a energia solar, e desse modo
potencializar as externalidades positivas dessas energias (CASTRO et al, 2009).
105
9 - Sumário, Conclusões e Recomendações
9.1 - Sumário
O parque gerador brasileiro está passando por um processo de transformação e
transição que terá seguimento nos próximos anos. A matriz continuará a ser
predominantemente hídrica, mas ocorrerão mudanças importantes. As novas
hidrelétricas que estão e vierem a ser construídas serão notadamente do tipo de fio
d’água. Como resultante a capacidade relativa e absoluta de regularização dos
reservatórios diminuirá gradativamente. Com isto, o sistema se tornará, cada vez mais,
dependente de geração complementar à hídrica, sobretudo durante a estação seca. E
conforme a carga aumentar, a dependência de geração complementar tenderá a crescer.
Traçado este cenário, a expansão da capacidade instalada de geração deverá
priorizar, além dos bons aproveitamentos hídricos que estão sendo inventariados e
licenciados, projetos de outras fontes que apresentem sinergias e complementaridades
com o novo perfil da geração hídrica: uma geração mais sazonal e com menor
capacidade de regularização.
As fontes alternativas e renováveis de energia elétrica possuem um maior custo
de investimento em comparação com as fontes convencionais, no momento de seu
desenvolvimento inicial. No entanto, a exploração de economias de escala e o caráter
decrescente da curva de aprendizado reduzem este custo ao longo do tempo. Neste
sentido, tratando-se de fontes de energia que contribuem para segurança energética, ao
diversificarem a matriz energética, mitigarem o risco hidrológico e reduzirem as
emissões de gases do efeito estufa, a intervenção do Estado em um momento inicial
através de instrumentos de promoção e incentivos destas fontes de energia é
inteiramente justificável e é a política adotada nos países mais desenvolvidos e na China
(CASTRO et al, 2009).
No entanto, algumas barreiras para a promoção das energias renováveis foram
observadas neste trabalho, e a principal delas é relacionada a indefinição por que passa
hoje a política de energias renováveis, demonstrando que no Brasil a promoção de
fontes de energia renovável ainda carece de um enfoque no planejamento de longo
prazo e marcos regulatórios que não comprometam a continuidade da expansão destes
106
tipo de fontes. Esse fato traz grandes inseguranças aos agentes de mercado,
principalmente aqueles ligados às novas tecnologias, que receiam aportar grandes
volumes de capital e investir em um setor cuja definição futura é incerta. Dessa forma,
cabe ao governo em última instância decidir até que ponto as energias renováveis são
importantes para o desenvolvimento do país (indústria de capital e criação de emprego),
e até que ponto utilizar o potencial brasileiro para essas fontes pode ser interessante para
diversificar a matriz energética, reduzir a dependência hidrológica, garantir uma
independência maior do gás natural e outras fontes fósseis na geração de energia
elétrica, garantir o desenvolvimento de uma indústria nacional e proteger o meio
ambiente.
Na realidade, uma política de promoção das energias renováveis deve
preferencialmente possibilitar o apoio às diversas tecnologias, e não somente aquelas
mais competitivas permitindo assim que tecnologias menos competitivas tenham seu
desenvolvimento econômico/tecnológico garantido. Uma forma de se viabilizar seria a
concepção de uma política que englobasse uma “cesta” de tecnologias, onde o apoio a
tecnologias de menor custo contribui para reduzir o custo global do sistema de
promoção e ao mesmo tempo aumentar a eficiência na geração de Energias Renováveis
(COSTA, 2006).
9.2 – Conclusões
Os desafios impostos pela necessidade de implementar políticas que assegurem um
desenvolvimento sustentável são particularmente pertinentes no domínio da energia.
Cada vez mais somos confrontados com a exigência de encontrar nas energias
renováveis uma alternativa real e fiáveis às formas convencionais de produção de
energia elétrica, responsáveis por serias ameaças ao meio ambiente. As obrigações
legais impostas pelas diretivas ambientais de diferentes países e pelo protocolo de
Quioto apenas reforçam esta necessidade. Os oceanos, contendo o maior de todos os
recursos naturais, albergam um potencial energético enorme, que pode contribuir de
forma significativa para as necessidades crescentes de energia a um nível global.
Tendo em conta a necessidade de redução de emissão de gases de efeito estufa, uma
percentagem muito expressiva da energia elétrica consumida no país, poderá vir a ser
107
produzida através das energias oceânicas, caso sejam incorporadas nas políticas
energéticas do país.
No caso brasileiro, estas fontes tradicionalmente foram relegadas a um segundo
plano devido à abundância de recursos hídricos. A geração hídrica apresenta maior
competitividade devido aos efeitos de economia de escala, economia de aprendizado, e
tradição desta energia na cultura do setor, mas atualmente existem os problemas de que
o potencial hidrelétrico encontra-se em áreas distantes de consumo, o que implica
perdas de energia, além de elevados custos de transmissão, e por outro lado, as
restrições ambientais estão praticamente inviabilizando a construção de reservatórios,
pelo que as novas usinas estão sendo construídas a fio d´água. Entretanto, e este é o
ponto relevante, as usinas termoelétricas convencionais também não são competitivas,
se comparadas às usinas hídricas. A discussão que se faz necessária, portanto, é quanto
à competitividade relativa entre as energias renováveis versus a geração térmica
convencional. Uma análise cuidadosa e minuciosa indicaria que as fontes alternativas
são competitivas com as fontes fósseis, desde que valoradas de maneira correta,
considerando as externalidades ambientais positivas. Logo, deve se promover uma
política de promoção de fontes renováveis de energia, como adotado em outros países.
Os formuladores de política energética se deparam atualmente com um desafio:
garantir a segurança do suprimento energético a preços competitivos sujeitos às
restrições impostas pela necessidade de se mitigar o aquecimento global. A maior
utilização de fontes renováveis de energia e o aumento da eficiência energética são os
dois instrumentos existentes para atenuação deste conflito.
As energias oceânicas são energias renováveis, geradas próximas aos centros de
carga (a nova tecnologia se instalaria no litoral brasileiro, aonde mora o 70% dos 185
milhões de habitantes desse país). Logo, é compatível com a segurança energética ao
reduzir as perdas na geração na rede e com a sustentabilidade ambiental por ser
produzida a partir de um recurso renovável e com elevada eficiência. Além disso, as
energias oceânicas também reduzem os impactos ambientais, oriundos da expansão da
rede de transmissão.
108
Além dos benefícios nos âmbitos energéticos e ambientais, a promoção das energias
oceânicas, como visto, apresenta impactos sócio-econômicos positivos porque estimula
a indústria de bens de capital, tendo em vista que os equipamentos utilizados na
construção da usina são ofertados pela indústria nacional, economizando divisas. Por
fim, cabe frisar o reduzido tempo de construção, e a maior facilidade de obtenção de
licença ambiental comparado a outras usinas de geração de energia elétrica. Assim
sendo, estas características permitem respostas mais rápidas à expansão da demanda por
energia elétrica.
Para que os mencionados impactos positivos resultantes do aproveitamento da
energia dos oceanos se concretizem é necessário que o país defina uma estratégia
nacional que considere as políticas resumidas a seguir:
• Incentivos à pesquisa e ao desenvolvimento das fontes renováveis de
energias oceânicas.
• Adoção de regulações ambientais mais rígidas para a geração de energia
a partir de combustíveis fósseis, o que beneficiaria as opções de geração
de energias renováveis, como as provenientes dos oceanos;
• Reduzir as emissões de gases de efeito estufa. Um programa de
incentivos baseados em cotas e licenças, para substituir parcialmente os
combustíveis fósseis das usinas termelétricas;
• Otimizar o Sistema Interligado Nacional. Um programa que inclua feed-
in tariffs de energias oceânicas (tarifas baseadas em compras
compulsórias de energia a preços fixos);
• Iniciativas governamentais para o fornecimento de crédito com prazos e
taxas de juros atraentes para o desenvolvimento de novas tecnologias;
• Criar uma legislação adequada.
109
9.3 - Recomendações
• A redução do custo deve ser perseguida através de substituição de
materiais e subsistemas mais onerosos assim como a definição de uma
base de sustentação definitiva e genérica.
• Estudo minucioso dos efeitos que teriam as diferentes políticas
energéticas vistas no trabalho, no desenvolvimento econômico das
energias oceânicas.
110
10 - Referências Bibliográficas
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