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ESCOLA POLITÉCNICA DA
UNIVERSIDADE DE SÃO PAULO
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA DE ENERGIA E
AUTOMAÇÃO ELÉTRICAS
Recursos Distribuídos de Energia para o Estado de São Paulo
DANIEL GRANADO FRANCO RICARDO JUNQUEIRA FUJII
MIGUEL EDGAR MORALES UDAETA ANDRÉ LUIZ VEIGA GIMENEZ
PROJETO DE FORMATURA 2002
ESCOLA POLITÉCNICA DA UNIVERSIDADE DE SÃO PAULO Departamento de Engenharia de Energia e Automação Elétricas
ESCOLA POLITÉCNICA DA
UNIVERSIDADE DE SÃO PAULO
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA DE ENERGIA E
AUTOMAÇÃO ELÉTRICAS
PROJETO DE FORMATURA 2002
Recursos Distribuídos de Energia para o Estado de São Paulo
Alunos: Daniel Granado Franco Ricardo Junqueira Fujii
Orientador: Miguel Edgar M. Udaeta Co-orientador: André Luiz Veiga Gimenez Coordenador: Carlos Márcio Vieira Tahan
Recursos Distribuídos de Energia para o Estado de São Paulo 2
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RESUMO
O modelo centralizado de geração energética apresenta certas limitações; em
vista disso, torna-se necessário estudar outros modelos, como o de geração distribuída de
energia. O uso dos recursos distribuídos apresenta diversos aspectos interessantes, como
sua escalabilidade, baixo impacto ambiental e versatilidade. Com posse de dados sobre
as diversas formas de aproveitamento de recursos distribuídos, das características sócio-
econômicas do estado e dos potenciais estimados para geração elétrica (perfazendo um
total de 68GW) realizaram-se Avaliações de Custos Completos de forma a apontar a
competitividade de cada recurso. As análises foram realizadas com as fontes vistas como
mais promissoras, incluindo biomassa, solar, eólica, hídrica e gás natural; o resultado
mostra que quando considerados os vários aspectos envolvidos na geração distribuída as
fontes renováveis apresentam-se competivas frente a formas mais tradicionais de
geração.
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SUMÁRIO
1. Introdução............................................................................................................................... 6
1.1.Objetivos............................................................................................................................... 7
1.2.Metodologia.......................................................................................................................... 7
2. Recursos Distribuídos............................................................................................................. 8
2.1. Princípios............................................................................................................................. 8
2.2. Comparação econômica da geração distribuída e geração centralizada.............................. 10
2.3. Recursos Distribuídos no estado de São Paulo.................................................................... 13
3. Identificação da Região em estudo – Estado de São Paulo.................................................... 15
4. Formas de Energia.................................................................................................................. 18
4.1. Solar..................................................................................................................................... 18
4.2. Biomassa.............................................................................................................................. 23
4.3. Eólica................................................................................................................................... 27
4.4. Gás Natural.......................................................................................................................... 32
4.5. Recursos Hídricos................................................................................................................ 37
4.6. Outras fontes........................................................................................................................ 41
4.6.1. Petróleo............................................................................................................................. 41
4.6.2. Nuclear.............................................................................................................................. 41
4.6.3. Marítima........................................................................................................................... 42
4.6.4. Geotérmica........................................................................................................................ 43
4.6.5. Biogás............................................................................................................................... 44
5. Avaliação de Custos Completos (ACC)................................................................................. 46
5.1. Definições............................................................................................................................ 46
5.2. Fluxograma do processo...................................................................................................... 49
5.3. Recursos Pré-selecionados................................................................................................... 51
5.4. Critérios adotados para a ACC............................................................................................ 51
5.5. Descrição dos indicadores................................................................................................... 53
5.6. Montagem da matriz de Avaliação...................................................................................... 58
5.7. Metodologia de Avaliação................................................................................................... 58
5.8. Avaliação – regiões administrativas.................................................................................... 59
5.8.1. Regiões predominantemente em desenvolvimento.......................................................... 61
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5.8.2. Regiões predominantemente industriais...........................................................................
5.8.3. Regiões predominantemente agro-industriais................................................................... 66
6. Conclusões.............................................................................................................................. 70
7. Referências Bibliográficas...................................................................................................... 72
Anexo I – Matrizes de Avaliação de Custos Completos
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1. INTRODUÇÃO
Com a crescente demanda energética do Estado de São Paulo unida ao fato de que a
geração centralizada de energia elétrica demonstrou ter certas limitações (haja visto o
racionamento de energia ocorrido no ano de 2001); torna-se, portanto, concebível a idéia de se
buscar meios que proporcionem um aproveitamento energético mais eficiente em nível local,
de maneira a diminuir a dependência em relação à geração centralizada de energia.
O conceito de Recursos Distribuídos de Energia foi certamente muito importante para
a criação da indústria elétrica em tempos onde a transmissão era pouco confiável e de custo
elevado, caindo em desuso com a viabilização da transmissão de energia elétrica a longas
distâncias. Recentemente, no entanto, com a crise energética enfrentada pelo Brasil, com as
constantes ameaças de apagões e com a nova consciência sócio-ambiental, o conceito de
recursos distribuídos volta a apresentar vantagens interessantes.
A Energia Distribuída possui, historicamente, um mercado em potencial; dessa forma,
o trabalho proposto visa identificar as condições necessárias para a utilização eficiente da
energia, considerando-se suas diversas peculiaridades, além das necessidades e obstáculos
impostos pelos próprios usuários, no âmbito da ACC (Análise dos Custos Completos).
Além disso, as novas tendências mundiais caminham no sentido de se alcançar o
desenvolvimento sustentável e a utilização de Recursos Distribuídos se insere nesse contexto.
O escopo do trabalho consiste, em essência, na análise da viabilidade de exploração da
Energia Distribuída no Estado de São Paulo como alternativa ao modelo convencional,
largamente adotado no país, de geração centralizada. Isso permitirá diversificar a oferta de
energia, fazendo frente à demanda sempre crescente.
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1.1. Objetivos
Os objetivos estabelecidos inicialmente foram:
- realizar o levantamento dos Recursos Distribuídos (RD) no estado de São Paulo;
- analisar o mercado potencial de RD para o Estado de São Paulo;
- estabelecer uma comparação entre RD e Distribuição Centralizada visando à
identificação das condições para que a implementação de RD seja bem sucedida;
- estudar os custos completos na utilização de RD, como impactos sócio-ambientais,
custos econômicos e políticos;
- analisar os possíveis cenários para a implantação de RD;
- propor os modos mais adequados para a implantação de Recursos Distribuídos em
São Paulo.
1.2. Metodologia
De acordo com o cronograma estabelecido, realizou-se o levantamento da bibliografia
pertinente sobre RD e sobre as diferentes fontes de energia, principalmente solar, eólica,
hidráulica, gás natural, biomassa e petróleo. Também se recolheram dados sobre o atual
estado de aproveitamento dessas fontes, o que permitiu estabelecer um panorama atual e
projeções futuras. Estudaram-se diversos documentos sobre RD, além de trabalhos sobre o
Planejamento Integrado de Recursos, PIR, o qual utilizou-se para analisar de forma mais
ampla as possibilidades de RD no estado. Após esta etapa, realizou-se um estudo da
Avaliação de Custos Completos, a qual foi utilizada posteriormente para a comparação das
diversas fontes energéticas; paralelamente, conduziu-se a coleta de informações pertinentes
relacionadas à região de estudo (estado de São Paulo). Para permitir uma análise mais
detalhada, decidiu-se por subdividir o estado em suas regiões administrativas.
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2. RECURSOS DISTRIBUÍDOS
2.1. Princípios
Recursos Distribuídos (RD) ou Geração Distribuída (GD) são os termos que se
referem, de modo geral, à geração elétrica junto ou próxima do(s) consumidor(es), com
potências normalmente iguais ou inferiores a 30 MW. A GD inclui, dentre outros:
- cogeração
- geradores de emergência;
- geradores para operação no horário de ponta;
- painéis fotovoltáicos;
- Pequenas Centrais Hidrelétricas - PCH's;
- geradores eólicos;
- microturbinas.
O uso de RD apresenta vantagens sobre a geração central, como a economia em
investimentos em transmissão e redução de perdas nestes sistemas, melhorando a estabilidade
do serviço de energia elétrica. Também permite a implantação de unidades geradoras mais
adaptadas às necessidades locais, minimizando o impacto ambiental e a mobilização de
capital.
A geração elétrica perto do consumidor chegou a ser a regra na primeira metade do
século, quando a energia industrial era praticamente toda gerada localmente. A partir da
década de 40, no entanto, a geração em centrais de grande porte ficou mais barata, reduzindo
o interesse dos consumidores pelos RD e, como conseqüência, também parou o
desenvolvimento tecnológico para incentivar esse tipo de geração. As crises do petróleo
introduziram fatores perturbadores que mudaram irreversivelmente este panorama, revelando
a importância, por exemplo, da economia de escopo obtida na cogeração. A partir da década
de 90, a reforma do setor elétrico brasileiro permitiu a competição no serviço de energia,
criando a concorrência e estimulando todos os agentes de mercado com custos competitivos.
Entre os fatores que colaboram para isso estão:
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Demanda por Energia Térmica: a geração distribuída na forma de cogeração é mais
vantajosa para consumidores com demanda por energia elétrica e térmica, pois o calor não
pode ser transportado por longas distâncias sem perda de eficiência na geração.
Mudança nas tarifas de energia: antigamente, as tarifas eram definidas pela média dos
custos de produção e transmissão, de forma que certos consumidores “subsidiavam” outros.
Com o desmembramento das companhias de energia em geração, transmissão e distribuição,
isso deve diminuir, fazendo com que a tarifa para certos consumidores seja menos atrativa do
que o uso de recursos distribuídos.
Economia na Distribuição e Transmissão: os custos referentes à transmissão e
distribuição dependem fortemente do fator de carga. De acordo com [1], os custos de T&D
aumentam em quase 100% quando o fator de carga em um alimentador varia de 80%
(tipicamente consumidores industriais) para 40% (consumidores residenciais). Assim, pode
ser interessante para a concessionária valer-se de recursos distribuídos para minimizar seus
gastos em T&D: caso as tarifas estabelecidas para a transmissão sejam proibitivas na ponta, a
distribuidora poderia, por exemplo, contratar energia proveniente de um gerador distribuído.
De qualquer forma, essa é uma área em mutação, ainda sem um panorama muito claro.
A introdução de novas tecnologias na última década tem feito com que os custos de
produção de energia elétrica fossem reduzidos, resultando em: competição pelo mercado de
geração; perspectiva de redução de clientes de concessionárias; reestruturação industrial nos
estados unidos e no resto do mundo. Os anos 80 presenciaram enormes mudanças na forma
com que energia elétrica é produzida. O maior tamanho com que uma usina podia produzir
energia eficientemente cresceu de 50 MW nos anos de 1930 para aproximadamente 1.000
MW até os anos 70. A introdução de turbinas aeroderivativas a gás operando em ciclo
combinado (CCGT)s reduziu o tamanho unitário de geração eficiente para 100 MW ou
menos. Ao mesmo tempo, essa tecnologia reduziu os custos de investimentos para novas
unidades, reduzindo drasticamente o tempo de planejamento e execução de novas plantas, e
alavancou a eficiência de 35 a 40 porcento 15 anos atrás para próximo de 55 a 60 porcento
nos dias de hoje. Nos Estados Unidos esta revolução coincidiu com a desregulação do
mercado de gás natural, que significou disponibilidade de combustível limpo para geração de
energia a preços baixos e de uma conduta que forçou concessionárias a comprar energia de
produtores qualificados.
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Enquanto que a viabilidade econômica de geração centralizada tem melhorado, o
mesmo tem ocorrido para a geração em pequena escala (variando de 50 kW até 10 MW).
Aliás, há alguns autores que afirmam que a escala de geração eficiente continuará a decrescer
e que a produção de energia elétrica tenderá cada vez mais a aproximar do usuário final. Isso
sugere que a integração de pequenos geradores, armazenamento, gerenciamento de carga
(“recursos distribuídos”) provém benefícios que a geração centralizada não pode. O conceito
de recursos distribuídos é particularmente interessante quando visto à luz de novas
tecnologias que tem passado por melhorias quanto à redução de custos e características
operacionais. Mais recentemente, células combustíveis, geração eólica, painéis solares e
sistemas de armazenamento (como tecnologia de armazenamento de energia a ar comprimido,
banco de baterias etc...) tem sido implementados por uma série de concessionárias.
Considerando esses avanços tecnológicos no contexto de uma competitividade
crescente da indústria de produção de energia, a questão que surge para os próximos 15 anos é
se a geração distribuída representará o que as CCGTs foram nos últimos 15 anos. Para
responder essa pergunta, analisa-se a viabilidade econômica da geração centralizada e os
custos da distribuição de energia e discute-se os segmentos de mercado primário para os
recursos distribuídos no conceito da desagregação da indústria concessionária.
2.2 Comparação econômica da geração distribuída e geração centralizada.
A relação entre a eficiência térmica da geração e o tamanho unitário de geração tem
reduzido drasticamente nas últimas duas décadas. Embora o rendimento das turbinas a vapor
tem aumentado, ela tem sido ultrapassada por turbinas a gás menores que operam em
combinação com um sistema de recuperação de calor de geradores a vapor.(i.e CCGTs).
O custo de investimento de estações centrais novas tem caído para US$ 300-600 por
kW de capacidade instalada, e o gás natural tem se tornado disponível para concessionárias e
produtores independentes a uma taxa de US$ 2,00 a 2,50 por milhão de Btu. A uma taxa de
conversão superior a 50%, a operação em geração de base de uma CCGT permite que o total
de custos de operação (incluindo O&M) permaneça abaixo de 3 centavos por kWh. A um
fator de capacidade de 60% (fator de carga médio de uma concessionária) o custo total de
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uma CCGT é perto de 3,5 centavos por kWh. Os recursos distribuídos competem com a
energia gerada em centrais de geração que chegam aos consumidores finais pelos sistemas de
transmissão e distribuição das concessionárias. Somando-se os custos de transmissão
(incluindo-se perdas e serviços auxiliares), o custo incremental em longo prazo da energia nas
subestações (e para grandes consumidores industriais) é de aproximadamente 3,5 a 4,0
centavos por kWh para operação em geração de base com fator de carga de aproximadamente
60%, respectivamente. Custos médios de distribuição (incluindo serviços ao consumidor)
tipicamente somam outros 2 a 3 centavos por kWh para o consumidor residencial, comercial,
e pequenos consumidores industriais) aumentando o custo incremental médio em longo prazo
para atender esses consumidores para 5 a 7 centavos por kWh.
A esses custos, a geração centralizada cria barreiras a serem vencidas pela geração
distribuída nos segmentos de mercado de geração de base e geração intermediária. Aliás,
algumas tecnologias de geração distribuída chegam perto de serem competitivas na média.
Novos geradores tipo microturbinas (disponíveis na faixa de 50 a 100 kW) aparentam ser as
mais promissoras nesse aspecto. A custos de investimento de US$ 500 a 700 por kW, o custo
médio de produção pode ser tão baixo quanto 5 centavos por kW – mesmo sem o uso do calor
descartado. No entanto, mesmo que o custo essencial de grupos geradores com essas turbinas
caia a um nível projetado de US$300 para US$400 por kW nos próximos anos [1], tais grupos
geradores podem prover uma alternativa genuinamente competitiva à energia entregue por
estações centrais em geração de base e intermediária, somente se as taxas de transmissão e
distribuição da concessionária local (incluindo taxas de serviços de stand-by) possam ser
evitadas.
Os custos de investimento para outros recursos distribuídos operando em geração de
base e intermediárias permanecem acima de US$ 1.000 por kW e o combustível destinado a
consumidores finais tende a ser consideravelmente mais caro do que quando fornecido a
centrais geradoras. Por exemplo, o preço do gás natural para consumidores residenciais e
comerciais são tipicamente superiores ao dobro do preço ofertado para os geradores centrais.
Embora os custos essenciais dos recursos distribuídos continuem a diminuir, a desvantagem
competitiva na produção de energia provavelmente não desaparecerá no curto prazo. Em parte
porque os custos de produção de grandes centrais têm caído da mesma maneira.
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Outras vantagens potenciais de grandes centrais incluem: (1) economia de escala no
desenvolvimento da planta (localização, licenças, negociação do preço do combustível); (2)
economia de escala no controle, operação, manutenção; (3) rápido decremento dos custos de
controle ambiental; (4) diversidade da carga; (5) manutenção e repotenciação barata de
plantas existentes; e (6) projeto modular que aumentam a flexibilidade de operação e permite
a capacidade de expansão conforme a carga da concessionária. Ao menos que o custo
essencial da geração em pequena escala caia sensivelmente abaixo dos US$ 1.000 por kW
para aplicações em geração de base e cargas intermediárias, os recursos distribuídos
provavelmente não conseguirão competir com plantas centrais em qualquer larga escala.
A reestruturação industrial e o aumento da competição farão com que: (1) as
concessionárias aprendam mais a respeito de quanto custa para atender certos grupos de
consumidores que possuem características específicas de carga, e ao longo do tempo, (2)
forçá-las a definir taxas que melhor refletem esses custos. A desregulamentação funcional
desses serviços (isto é, geração transmissão, distribuição, e serviços auxiliares) será guiada
pelo processo de reestruturação e a necessidade associada para taxar componentes distintos de
serviços separadamente, e pode vir a ser acompanhada pela desregulamentação organizacional
e desenvestimentos. Somado a desregulamentação dos períodos de pico/fora de pico ou custos
fixos/variáveis, a concorrência também forçará as concessionárias a desregulamentar pela
localização geográfica e quanto aos padrões de confiabilidade/ qualidade da energia. Com o
tempo, essas diferenças de custos podem vir a ser traduzidas em taxas que forneçam sinais de
mercados adequados para evitar um by pass não econômico da concessionária pelos
consumidores e concorrentes. A desregulamentação de custos será inevitável em uma
indústria competitiva de concessão e terá um papel importante em definir mercados para
recursos distribuídos.
Enquanto essa desregulamentação criará mais dificuldades para algumas aplicações de
recursos distribuídos, a desregulamentação, ao mesmo tempo, proporcionará a criação de
outras formas de aplicação de recursos distribuídos. Em particular, conforme as
concessionárias se tormam mais cientes de consumidores de alto-custo e localizações, elas
acharão os recursos distribuídos cada vez mais atraentes mesmo que a energia oriunda de
centrais geradoras seja mais barata na média. No entanto, devido aos custos variarem bastante
entre os consumidores individuais, o custo repassado da energia excederá a média para um
número razoável de consumidores. Portanto, um potencial mercado significativo para recursos
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distribuídos existirá mesmo que em relação à média as tecnologias não sejam
economicamente eficientes.
Desde que os custos desregulamentados não sejam refletidos em taxas, esse mercado
de recursos distribuídos pode ter concessionárias como principais compradoras de
equipamentos para aproveitamento de recursos distribuídos. Como a desregulamentação das
taxas será uma questão política (em particular com respeito aos impactos em consumidores
residenciais de baixo fator de carga ou consumidores em localizações de alto custo), é
provável que haja um atraso na desregulamentação nos próximos anos. A separação da
concessão da geração, transmissão, e distribuição pode vir a complicar a desregulamentação
de custos e atrasar mais ainda a desregulamentação das taxas para os usuário final. No
entanto, conforme as concessionárias adquirem maiores conhecimentos das cargas de alto
custo e localizações, isso significará taxas repassadas aos consumidores com o passar do
tempo - tais como cobranças fixas/variáveis e tarifas sensíveis a localização - esse processo de
desregulamentação também fará com que os recursos distribuídos venham a se tornar cada
vez mais atraentes para consumidores e terceiros (tais como fornecedores de combustíveis e
companhias de energia prestadoras).
2.3. Recursos distribuídos no estado de São Paulo
O Estado de São Paulo possui uma base variada de recursos que se prestam ao
aproveitamento energético. Isso permite a elaboração de estratégias e diretrizes que
impliquem em um bom uso da geração distribuída. De qualquer forma, alguns recursos
possuem um maior potencial de aproveitamento, seja devido a vantagens econômicas,
ambientais ou sócio-políticas.
Dentro do estado, a utilização de recursos distribuídos ocorre principalmente em
plantas industriais (papel e celulose, sucro-alcooleiro e petroquímico) e em comunidades sem
interligação com a rede elétrica. Apesar disso, existe espaço para a expansão do uso de RD,
dado que existe mercado latente para essa espécie de energia. Com isso em vista, avaliou-se o
potencial de emprego dos recursos selecionados em São Paulo e em suas Regiões
Administrativas; isso foi feito de forma generalista, considerando-se primeiramente o
potencial de geração no estado, distribuindo-se então o potencial estimado entre as diversas
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Regiões Administrativas. Consideraram-se as peculiaridades das fontes de energia e das
regiões; seu detalhamento encontra-se no capítulo 5: Formas de Energia.
Dada a natureza do trabalho, definiu-se que a análise detalhada dos recursos se
restringiria a aqueles com maior viabilidade, selecionados após um peneiramento dentro de
um amplo leque de fontes energéticas. Dessa forma, pode-se focar a análise e discussão nas
melhores opções, mas sem desprezar totalmente as outras, apenas relegando-as ao segundo
plano. No médio e longo prazo, os cenários previamente estabelecidos podem se alterar,
exigindo uma reavaliação das opções disponíveis.
A seleção das fontes energéticas levou em consideração a disponibilidade do recurso,
a existência de tecnologias (ainda que em fase de maturação econômica) para seu
aproveitamento e o impacto ambiental decorrente de sua aplicação. Assim sendo, optou-se por
cinco delas: eólica, solar, hídrica, biomassa e gás natural. Todas elas, em maior ou menor
grau, atenderam aos fatores acima mencionados, além de possuírem um potencial para
desenvolvimento técnico-econômico nos próximos dez anos, o horizonte avaliado neste
trabalho.
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3. IDENTIFICAÇÃO DA REGIÃO EM ESTUDO
O estado de São Paulo está localizado na região sudeste brasileira (Figura 1)
perfazendo uma área de 248.808,8km2. Contava em 2000 com uma população de 36.276.632
habitantes, dos quais 93% localizados na zona urbana, indicando um elevado índice de
urbanização. Seu Produto Interno Bruto é de R$336 bilhões (2000), correspondentes a um
terço do PIB nacional, lhe conferindo grande importância econômica.
Figura 3.1: Localização do Estado de São Paulo
No estado encontra-se uma indústria fortemente desenvolvida e diversificada, onde a
demanda energética variada permite vislumbrar um grande potencial para geração distribuída,
principalmente quando se considera que a geração hídrica, a forma de aproveitamento
energético para eletricidade mais empregada, já teve seu potencial quase todo utilizado.
Também se deve lembrar que a tradição do estado no uso da biomassa como fonte energética
abre grandes oportunidades para a geração elétrica a partir de fontes renováveis. Os potenciais
estimados para GD a partir das fontes estudadas estão na tabela 1:
Tabela 3.1: Potenciais de Geração Distribuída para SP
Fonte Energética Potencial Estimado (GW)
Eólica 8,91 Solar Fotovoltaica 49
Biomassa 3,1 Gás Natural 4,35 Hidráulica 2,8
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Tabela 3.2: Consumo no Estado de São Paulo
Setor Consumo de Energia Elétrica (MWh)
Residencial 25.072.503 Rural 2.230.653
Industrial 40.830.636 Serviço e
outros 13.195.788
Por outro lado, existem diversas regiões com baixo índice de desenvolvimento, onde a
falta de infra-estrutura (incluindo energia elétrica) colabora para a perpetuação do baixo IDH
(Índice de Desenvolvimento Humano) [13] dessas populações. Ações mitigantes no tocante
ao fornecimento de energia poderiam ser realizadas utilizando-se os recursos localizados na
região, implicando em relações custo/benefício bastante atraentes.
Tabela 3.3: IDH Estado ou País ÍDH
Rio Grande do Sul 0,871
Distrito Federal 0,858
São Paulo 0,850
Maranhão 0,512
Ceará 0,506
Paraíba 0,466
Estados Unidos 0,929
Alemanha 0,921
Brasil 0,750
Angola 0,422
Etiópia 0,321
As estatísticas (Figura 2) mostram que existe uma correlação forte do consumo
energético da população com o seu IDH; muito embora o simples consumo de energia, de
forma isolada, não implique no desenvolvimento econômico ou social, ele é um dos fatores
necessários para tanto.
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Figura 3.2: IDH em função do consumo de energia per capita
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4. FORMAS DE ENERGIA
A seguir são descritas as fontes de energia estudadas para geração de eletricidade no
estado de São Paulo. Devido ao potencial de emprego, algumas (biomassa, eólica,
fotovoltaica, gás natural e hidráulica) foram selecionadas para uma análise mais detalhada, o
que incluiu a Avaliação de Custos Completos, descrita em detalhes no próximo capítulo.
4.1. Solar
Pode-se aproveitar a energia solar das seguintes formas:
- emprego de coletores solares para o aquecimento direto de água, especialmente para uso
domiciliar;
- emprego de coletores solares para o aquecimento de água a altas temperaturas, sendo então
usada em uma máquina térmica para produzir trabalho mecânico e, posteriormente, energia
elétrica;
- emprego de painéis fotovoltaicos para a produção de energia elétrica.
Trataremos, neste trabalho, das duas últimas opções, dado que a primeira não está
diretamente inserida num contexto mais amplo de geração distribuída.
Uso de energia solar em máquinas térmicas
Vários estudos foram conduzidos com o objetivo de transformar a energia solar em
calor, o qual é posteriormente utilizado no aquecimento de uma fonte quente para emprego
em uma máquina térmica, a qual produziria trabalho e, posteriormente, energia elétrica.
Infelizmente, não foram encontrados trabalhos recentes sobre o assunto, inviabilizando a
análise de custos de um sistema dessa natureza. De qualquer forma, tal solução seria inviável
para emprego em localidades isoladas, pois a manutenção, relativamente intensa em sistemas
mecânicos, seria problemática dada a localização remota.
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Uso de energia solar em painéis fotovoltaicos
Fig.4.1: Painéis fotovoltaicos
Esta é, aparentemente, a área mais promissora para o emprego da energia solar na
geração de energia elétrica (de maneira mais ampla o aquecimento é mais promissor).
Diversos centros de pesquisa e fabricantes desenvolvem estudos para aumentar a eficiência e
a viabilidade dos sistemas fotovoltaicos como fonte de energia elétrica. O rendimento de tais
sistemas vem aumentando no decorrer dos anos, enquanto os custos, como resultado do
desenvolvimento de novas tecnologias aliado à economia de escala, vêm sofrendo uma
redução considerável no decorrer dos anos.
Com o objetivo de facilitar a análise, consideremos duas filosofias de sistemas
fotovoltaicos:
1 - Emprego de sistemas fotovoltaicos interligados à rede elétrica, trabalhando de forma
híbrida
O sistema conectado à rede tem como característica básica a inserção da energia
transformada pelos painéis fotovoltaicos na rede elétrica convencional. Este sistema é
relativamente novo e encontra suas maiores aplicações nos grandes centros urbanos. Ele
permitiria que a geração distribuída de energia aumentasse a oferta de energia elétrica.
No entanto, devido aos altos custos envolvidos na implantação de sistemas
fotovoltaicos e à falta de regulamentação para a venda de energia, essa opção é inviável no
curto prazo. Estudos indicam que a energia produzida nessa configuração custaria por volta de
US$ 300/MWh [5].
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2- Emprego de sistemas fotovoltaicos em regiões isoladas
Esta é, no curto e médio prazo, a opção que apresenta mais vantagens. Em locais
isolados e de difícil acesso, onde praticamente não existem outras fontes de energia, e a
assistência técnica para manutenção dos equipamentos, reparos ou substituição é quase
sempre inviável, a melhor alternativa é o uso de sistemas fotovoltaicos, os quais já possuem
diversas configurações, de acordo com os diversos níveis culturais das populações envolvidas.
Levantamento feito por [5] estimou os custos para a implantação de um sistema
isolado de pequeno porte, comparando-o então com dados do Grupo de Energização Rural do
Departamento de Energia e Automação Elétricas da EPUSP para a seguinte linha de MRT:
- 3 consumidores por quilômetro;
- 3 kVA por consumidor;
- 2 consumidores por transformador.
A partir desses dados, obteve-se a seguinte tabela:
Sistema
MRT
Solar
Isolado
Quilômetros 1 3 6 9 10 11 independe
Energia[Wh] 9.000 9.000 9.000 9.000 9.000 9.000 300 Custo Total [R$] 1.450 4.350 8.700 13.050 14.500 15.950 456
Custo/Energia 0,16 0,48 0,97 1,45 1,61 1,77 1,52
Acredita-se que, a curto e médio prazo, a energia fotovoltaica pode suprir a deficiência
da oferta para pequenas comunidades em regiões remotas do estado se iniciativas para
viabilizar os investimentos necessários sejam tomadas.
Potencial estimado para o estado
De acordo com diversos cenários energéticos, no ano de 2050 cerca de 50% da energia
primária produzida na terra será proveniente do sol; no curto e médio prazo, entretanto, o uso
do sol como fonte energética será limitado a nichos, devido aos altos custos inerentes à
Recursos Distribuídos de Energia para o Estado de São Paulo 20
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geração solar. Independentemente dessas limitações, estabeleceu-se algumas premissas para a
avaliação do potencial de geração no estado. A primeira delas é a adoção de um índice de
insolação igual para todas as regiões administrativas do estado. Para tanto se baseou nos
resultados do programa SUNDATA, elaborado por [18] feito com modelos matemáticos
alimentados por estações de medição distribuídos no território nacional. Esses resultados
mostram que a diferença de insolação para cada região é mínima, podendo ser desprezada no
cálculo do potencial de geração.
0
1
2
3
4
5
6
KW
h/di
a.m
2
Reg
istro
Cam
pina
sBa
uru
Pres
iden
te P
rude
nte
Cen
tral
Barre
tos
Fran
ca
Sant
os
Soro
caba
Figura 4.2: Incidência Solar por Região Administrativa
O segundo pressuposto diz respeito à área disponível para geração solar: em regiões
metropolitanas a ocupação do solo é extensa mas, a princípio, quase toda a superfície dos
edifícios poderia ser usada para a instalação de painéis solares; em regiões rurais, existem
extensas áreas desocupadas que, no entanto, não podem ser utilizadas pois não é admissível a
retirada da vegetação nativa. Dessa forma, estabeleceu-se, para base de cálculo, uma área
disponível padrão de 1% da área total. Embora arbitrária, ela permite estabelecer uma
estimativa razoável de potencial de geração. A última hipótese é a admissão de uma eficiência
do sistema de geração fotovoltaica de 10%. Dessa forma, podemos calcular o potencial como:
P=Área . 1% . 10% . (Radiação Solar)
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Onde radiação solar média = 0,2kW/m2
Tabela 4.1: Potencial Estimado para geração Fotovoltaica
Região Área para geração (km2) Potencial Estimado (GW)
Registro 12129 2,42
Campinas 27079 5,41
Bauru 16105 3,22
Araçatuba 18588 3,72
São José do Rio Preto 25476 5,10
Presidente Prudente 23952 4,80
Marília 18458 3,70
Central 11018 2,20
Barretos 8298 1,66
Franca 10380 2,08
São Paulo 8051 1,61
Santos 2373 0,47
São José dos Campos 16268 3,25
Sorocaba 41077 8,21
Ribeirão Preto 9348 1,87
Estado 248600 49,72
Percebe-se através desses resultados que o potencial para geração fotovoltaica é
altíssimo; todavia, ele dependerá da evolução dos sistemas fotovoltaicos para atingir todo o
seu potencial (Tabela 4.7).
Tabela 4.2: custos de geração para energia fotovoltaica
Custo Total do Empreendimento (US$/kW) 6000-10000
Custo da Energia gerada (US$/MWh) 500-1160
Fator de Capacidade (%) 18-22
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4.2. Biomassa
Grande parte da energia distribuída atualmente produzida no estado é proveniente de
sistemas que usam, como fonte primária, a biomassa. O setor sucroalcooleiro, o maior usuário
da biomassa para fins energéticos já possui cerca de 770MW instalados no Estado de São
Paulo [6]. De qualquer forma, ainda existe um grande potencial para expansão da geração
distribuída a partir da biomassa, resultado principalmente do baixo custo da biomassa
(geralmente um subproduto proveniente de outros processos) e da existência da tecnologia
necessária para atender a exigências diversas, ambientais inclusive.
Fig 4.3: bagaço de cana
A geração a partir da biomassa é atrativa porque, além de ser, freqüentemente,
financeiramente viável, é capaz de atribuir uma finalidade nobre (produção de energia) a
subprodutos produzidos em inúmeros processos industriais, notadamente em setores como:
- sucroalcooleiro;
- alimentos e bebidas;
- papel e celulose;
- têxtil;
- químico;
Recursos Distribuídos de Energia para o Estado de São Paulo 23
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- petroquímico.
De maneira geral, utilizam-se sistemas de cogeração, onde ocorre a produção
simultânea de energia térmica e mecânica. A energia mecânica pode ser utilizada na forma de
trabalho (como, por exemplo, no acionamento de moendas, numa usina de açúcar e álcool) ou
transformada em energia elétrica através de um gerador de eletricidade; a energia térmica é
utilizada como fonte de calor para um processo (numa indústria, hospital, “shopping center”,
etc.). Isso aumenta a eficiência do processo, o que reduz o custo da energia gerada.
Diversas configurações desse sistema são usadas, desde caldeiras a baixa pressão, de
baixa eficiência e baixo custo, até sistemas a ciclo combinado alimentados por gaseificadores
de biomassa. Todavia, nem sempre é interessante investir no aumento da eficiência da
cogeração, pois o custo desse aprimoramento é maior que os gastos oriundos da compra de
energia de concessionárias. O setor sucroalcooleiro, especificamente, já é auto-suficiente em
energia, e a receita proveniente da venda para concessionárias é irrisória. Essa situação,
contudo, não deve prevalecer após a consolidação das mudanças no setor elétrico brasileiro.
É importante lembrar que, embora não tão desenvolvidos, existem sistemas de geração
a partir do lixo, o que permite minimizar problemas com aterros sanitários, principalmente nas
grandes metrópoles.
Potencial estimado para o estado
Entre as fontes escolhidas para a análise mais detalhada, a biomassa é a que,
juntamente com os recursos hídricos, possui hoje melhor equilíbrio entre sua viabilidade
técnico-econômica e seu caráter renovável, tornando-a uma escolha natural para
investimentos. Entre todas as configurações para seu aproveitamento o que apresenta maior
potencial de expansão no decênio parece ser o uso do bagaço de cana, um dos resíduos da
indústria sucro-alcooleira. Considerando-se tal fato, optou-se por avaliar apenas o seu
potencial para a geração a partir de biomassa.
As estimativas do potencial de geração a partir do bagaço são variadas, dependendo
das hipóteses admitidas:
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Tabela 4.3: Potencial de Geração de Eletricidade a partir do bagaço de cana
Admitindo-se uma estimativa conservadora (ELETROBRÁS –1999), desenvolveu-se
o cálculo para cada região administrativa, considerando-se a produção de cana-de-açúcar da
referida região. Também foi calculado um índice de produtividade (Produção Total/Área
Total), representando o envolvimento da região com a indústria da cana; quanto maior o
índice maior é a vocação da região para a produção de eletricidade a partir do bagaço de cana.
Os resultados estão na tabela a seguir:
Tabela 4.4: Potencial Estimado de geração a partir do bagaço de cana Região Produção cana (ton) Potencial Estimado (GW) Ind. Produtividade
Registro 1237 ~ 0 ~ 0
Campinas 15332751 0,31 0,24
Bauru 26343346 0,53 0,69
Araçatuba 8285630 0,17 0,19
São José do Rio Preto 15089052 0,30 0,25
Presidente Prudente 4525098 0,09 0,07
Marília 11767512 0,24 0,27
Central 9990393 0,20 0,38
Barretos 15354664 0,30 0,78
Franca 23331050 0,47 0,95
São Paulo 2095 ~ 0 ~ 0
Santos 0 ~ 0 ~ 0
São José dos Campos 54990 ~ 0 ~ 0
Sorocaba 4297017 0,09 0,04
Ribeirão Preto 22089052 0,44 1
Estado 156463889 3,1 Não se aplica
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O índice de produtividade (normalizado para a região de Ribeirão Preto) mostra que
algumas regiões possuem parte significativa de sua atividade agroindustrial voltada para a
indústria da cana, notadamente Ribeirão Preto, Bauru, Barretos e Franca. Regiões como
Campinas, Araçatuba, São José do Rio Preto, Marília, e Central apresentam, ainda que em
menor escala, um bom potencial para emprego de geração a partir do bagaço.
Por fim, é importante lembrar que o potencial estimado de 3,1GW é conservador, não
considerando tecnologias de ponta que devem se tornar economicamente competitivas em
alguns anos. Além disso, a própria natureza do setor sucroalcooleiro que, embora ainda não
percebido como tal, é uma indústria de energia, faz com que a diversificação para a produção
de eletricidade conjugada à produção de álcool possa torná-la mais competitiva.
Tabela 4.5: custos de geração para biomassa
Custo Total do Empreendimento (US$/kW) 1000-2000
Custo da Energia gerada (US$/MWh) 45-105
Fator de Capacidade (%) 45-85
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4.3. Eólica
A energia eólica apresenta muitas vantagens, como reduzido impacto ambiental na
implantação e operação, baixo custo de manutenção e versatilidade, dado que se podem
conceber configurações para uma residência, assim como um sistema de elevada potência
para ligação à rede elétrica. Para efeitos de classificação, pode-se dividir os sistemas
geradores nas seguintes categorias [11]:
1- Sistemas de grande dimensão ligados à rede
As dimensões típicas das turbinas eólicas de eixo horizontal de ligação à rede situam-
se numa gama entre 50 KW e 1500 kW. Aerogeradores de ligação à rede funcionam
agrupados em estruturas denominadas parques eólicos, ou fazendas eólicas. A dimensão dos
parques eólicos varia entre alguns 0.1 MW a dezenas de MW podendo ser ligados à rede em
níveis de tensão MT, AT ou MAT.
A penetração de energia eólica admissível em grandes redes pode atingir valores entre
15% e 20% sendo necessário tomar precauções relativas à qualidade de tensão e freqüência e
à estabilidade da rede.
Fig 4.4: aerogerador de grande porte
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Os parques eólicos podem ser instalados rapidamente, pois a rapidez na instalação é
uma das grandes vantagens do aproveitamento da energia eólica para geração de energia
elétrica. Parques eólicos com, por exemplo, 50MW podem ser postos em operação em menos
de um ano após o contrato.
No Estado de São Paulo, no entanto, essa alternativa não é atrativa, pois o baixo valor
pago pelas concessionárias não compensa o alto custo de implantação, principalmente quando
se considera seu baixo fator de capacidade. Infelizmente, não existem estudos mais detalhados
sobre o potencial eólico no estado, o que permitiria uma estimativa mais precisa dos custos.
2- Sistemas híbridos de média dimensão
Estes sistemas são sistemas eólicos combinados com sistemas fotovoltaicos, Diesel ou
hidroelétricos em que podem ou não ser usados sistemas de armazenamento de energia. Estes
sistemas são usados para pequenas redes isoladas ou para aplicações especiais tais como
bombeamento de água, carga de baterias, dessalinização, etc.
Fig 4.5: turbina eólica de eixo vertical
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A dimensão destes sistemas varia entre 10 kW e 200 kW sendo os modelos criados e
dimensionados especialmente para cada caso de estudo o que justifica o elevado custo deste
tipo de sistemas. De qualquer forma, essa alternativa pode ser interessante em lugares
isolados, que precisam aumentar seu parque gerador.
3- Sistemas eólicos isolados de pequena dimensão
Estes sistemas delimitam uma gama de potências entre 25 W e 10 kW. Para sistemas
de carga de pequenas baterias, com potências entre 25 W e 150 W (usando turbinas com
diâmetro de rotor de 1 a 3 m), sendo este tipo de sistemas o mais bem sucedido
comercialmente. Aproximadamente 200 mil pequenos sistemas de carga de baterias estão em
uso neste momento. Estas pequenas turbinas podem alimentar:
• distribuidores de rações animais,
• estações meteorológicas distantes,
• vedações elétricas;
• sistemas de comunicação;
• iluminação de edifícios isolados;
• alimentação elétrica de uma instalação isolada;
• bombeamento de água.
Potencial estimado para o estado
Diversas correntes apontam a energia eólica como uma das melhores alternativas para
geração elétrica no longo prazo. Atualmente, entretanto, os altos custos de operação, aliado ao
baixo potencial eólico da região sudeste, limitam sua aplicação a localidades específicas com
maiores velocidades de vento. Estudos foram conduzidos pelo CRESESB, resultando no Atlas
Eólico Brasileiro; nele, são apresentados mapas eólicos (Fig. 4.6) e potenciais estimados para
a geração eólica agrupados pela velocidade do vento. Essa estimativa considerou os seguintes
fatores:
- Foram integradas todas as áreas que apresentaram velocidades médias anuais iguais ou
superiores a 6m/s;
Recursos Distribuídos de Energia para o Estado de São Paulo 29
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- Foram consideradas curvas médias de desempenho de turbinas eólicas no estado-da-arte
mundial,
instaladas em torres de 50m de altura;
- Para essa estimativa, foi utilizada uma densidade média de ocupação de terreno de apenas 2
MW/
km2. Esse valor é considerado conservativo, uma vez que representa cerca de 20% do
realizável por usinas eólicas em terrenos planos;
- Foram adotados intervalos com incrementos de 0,5m/s para as velocidades médias anuais de
vento. O desempenho de turbinas eólicas foi calculado para os limites inferiores de cada
intervalo;
- Foi adotado um fator de disponibilidade de 0,98, considerado típico para usinas eólicas
comerciais;
- Foram descartadas da integração as áreas cobertas por água (lagos e lagoas, açudes, rios e
mar).
Considerando a velocidade 7m/s como a mínima viável para implantação comercial, o
potencial de geração no estado é de aproximadamente 8,9GW, distribuídos em algumas
regiões do estado (calculado em função da área de cada região):
Tabela 4.6: Potencial Estimado para geração eólica
Região Potencial Estimado (GW)
Campinas 2,3
Bauru 1,3
Presidente Prudente 2
Marília 1,6
Franca 0,9
Ribeirão Preto 0,8
Estado 8,9
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Fig 4.6: Velocidade média do vento no estado de São Paulo
É interessante observar que a região litorânea não apresenta ventos com boa
velocidade. Por outro lado, as regiões acima mencionadas possuem locais que podem se
aproveitar da geração eólica, dependendo de um estudo localizado para avaliar de forma
precisa sua viabilidade.
Tabela 4.7: custos de geração para energia eólica
Custo Total do Empreendimento (US$/kW) 900-1400
Custo da Energia gerada (US$/MWh) 50-95
Fator de Capacidade (%) 25-40
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4.4. Gás Natural
O gás natural, assim como o óleo e o carvão mineral, é resultado de um processo lento
de (milhões de anos) de decomposição de vegetais e animais, em ambiente com pouco
oxigênio, elevada temperatura e pressão.
A Associação Internacional do Gás classifica o gás natural como uma mistura de
hidrocarbonetos e outros compostos químicos. A sua ocorrência se apresenta em duas formas:
em fase gasosa ou em solução com o petróleo em reservatórios subterrâneos. Devido a estas
formas de ocorrência, o gás natural apresenta duas classificações: o gás natural associado e o
gás natural não-associado. A forma associada é aquela em que o gás está dissolvido no
líquido, ou seja, no petróleo e/ou depositado sobre a superfície do líquido. A outra forma,
não-associada, reflete a situação em que o gás se encontra em depósito subterrâneo onde não
há coexistência com o petróleo.
A composição do gás natural, como já citado, é basicamente de hidrocarbonetos mais
leves da série das parafinas (hidrocarbonetos saturados) cuja fórmula geral é CnH2n+2. Dentre
os compostos presentes na sua composição são o metano (CH4), o etando (C2H6), o propano
(C3H8), o butano (C4H10) e hexanos (C4H14). Em termos quantitativos cerca de 90% do seu
volume é composto por uma mistura de metano e etano.
A composição apresentada, basicamente hidrocarbonetos leves, confere ao gás natural
características técnicas bastante interessantes. Eficiência energética, alto poder calorífico por
unidade de volume, o que faz com que o gás natural seja um energético de destaque no setor.
Eficiente em termos ambientais, a queima mais limpa reduz a emissão de poluentes
atmosféricos, fazendo deste uma boa alternativa para a redução de impactos ambientais.
Segundo o balanço energético da secretaria de energia de São Paulo o consumo do gás
natural tem aumentado sensivelmente em todos os setores (industrial, comercial e residencial)
nos últimos cinco anos. As perspectivas para geração distribuída com o gás natural são
promissoras no setor industrial, especialmente nas indústrias já consagradas pela co-geração
tais como: papel e celulose, alimentar e têxtil.
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No setor residencial o gás natural tem sido usado maioritariamente como fonte de
calor pura e simplesmente sem geração de eletricidade associada. Embora haja tecnologia
disponível no mercado tal como a turbina à gás, é necessário ainda muito estudo nesse campo
para comprovar a viabilidade da geração distribuída de energia elétrica tendo como
combustível o gás natural nesse setor.
No setor comercial, em particular em estabelecimentos onde há grande consumo
energético localizado tais como shopping centers, hospitais e hotéis de grande porte. A opção
pela cogeração a gás , pode ser , dependendo do caso, bastante interessante em termos de
viabilidade econômica. Representando portanto um nicho de mercado potencial para a
cogeração comercial.
Em suma há, mercado sim para o gás natural e tudo indica que este continuará
crescendo nos próximos anos, em todos os setores.
Alternativas tecnológicas para uso do gás natural para a geração distribuída:
Turbina a Gás Simples
Uma tecnologia de geração de energia elétrica que tem despertado grande interesse é a
turbina a gás. As características mais importantes desse equipamento são:
• Capacidade de expansão modular;
• Simplicidade na implantação dos módulos;
• Menor tempo de Comissionamento;
• Investimento reduzido, mesmo quando comparado como o conjunto caldeira-
turbina a vapor;
• Elevado fator de disponibilidade.
De maneira geral, o combustível a se utilizar, as restrições ambientais e a
disponibilidade de facilidades são fatores que norteiam a definição dos empreendimentos.
A principal característica da turbina a gás é a exigência de um combustível nobre, que
tanto pode ser gasoso, como o gás natural ou de processo, como líquido, como diesel,
querosene ou ainda Light Cycle Oil (LCO) e outros óleos leves.
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Outra característica da turbina a gás é a grande quantidade de trabalho necessário no
compressor – pode estar na faixa de 40% da potência desenvolvida na turbina, em contraste
com o ciclo de Rankine, em que apenas 1 ou 2% do trabalho da turbina são necessários para
acionar a bomba que retorna co condensado para a caldeira.
Fig. 4.7: diagrama esquemático de uma turbina a gás em ciclo aberto
Um dos fatores que tornam as turbinas a gás muito adequadas à co-geração é que os
gases de escape além de apresentarem grandes volumes e temperaturas elevadas, possuem
apreciáveis teores de oxigênio. Ao contrário da aparente perda de rendimento que esse fato
pode propiciar:
• A geração de vapor, por meio do acoplamento de uma caldeira de recuperação
ao escape da turbina;
• A utilização direta dos gases em processos de secagem, pré-aquecimento de
fornos, notadamente nos setores petroquímico, cimento cerâmico;
• Fonte de calor de sistemas de refrigeração e condicionamento ambiental.
Turbina a gás em ciclo combinado
Neste sistema o vapor da caldeira de recuperação expande-se em turbinas a vapor de
contrapressão, de condensação ou mistas, gerando energia elétrica adicional, que é o caso do
ciclo combinado.
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A Fig. 4.8 apresenta um esquema de turbina a gás em ciclo combinado com caldeira
de recuperação, cujo vapor na saída é aproveitado no processo.
Na Fig. 4.9 há a representação de um esquema de turbina a gás em ciclo combinado
com turbina a vapor a condensação, ou seja, o vapor na saída da turbina a vapor é totalmente
condensado, sem ser utilizado no processo.
Fig. 4.8: diagrama esquemático de uma turbina a gás em ciclo combinado
Fig. 4.9: diagrama esquemático de uma turbina a ciclo combinado com reinjeção de vapor
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Potencial estimado para o estado
A construção de infra-estrutura para o transporte de gás natural, com destaque para o
gasoduto Brasil-Bolívia (Fig 4.7), permitirá a expansão do uso desse energético nos próximos
anos. Isso faz parte de uma iniciativa governamental de aumentar a participação do gás
natural na matriz energética brasileira dos atuais 3% para 12% em 2010 [8]. Tal participação,
entretanto, estará sujeita a influência de diversas variáveis, como algumas incertezas
regulatórias quanto à geração de eletricidade e a forma de tarifação do gás adquirido da
Bolívia.
Fig 4.10: Traçado do Gasoduto Brasil-Bolívia
A capacidade de transporte do gasoduto Brasil-Bolívia, de 30milhões de m3 por dia
torna-o a principal origem de gás para o estado. Admitindo que o transportado será quase que
integralmente usado em São Paulo, podemos estimar o potencial de geração de eletricidade.
Para isso considerou-se a premissa de que cerca de 30% do gás será usado para geração de
eletricidade; o restante será consumido na geração de calor em processos de cogeração e por
termelétricas de grande porte.
Energia transportada diariamente=(30milhões de m3) . PCS . (4,18J/3600segundos)
Energia transportada diariamente=30 milhões . 10000kcal . 4,18J / 3600segundos = 348GWh
Recursos Distribuídos de Energia para o Estado de São Paulo 36
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Assim:
Potencial=(348GWh/24h) . 30% = 4,35GW
Esse gás poderá ser utilizado em localidades próximas aos ramais de distribuição do
gasoduto, que corta as Regiões Administrativas de Sorocaba, Ribeirão Preto, São José dos
Campos, São Paulo, Santos, Central, Araçatuba, Bauru e Campinas.
Recursos Distribuídos de Energia para o Estado de São Paulo 37
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4.5. Recursos Hídricos
A Constituição do Brasil classifica os recursos hídricos como propriedade da União e
o conceito de recursos hídricos inclui os potenciais para a construção de usinas hidrelétricas
em localizações específicas. Esse potencial pode ser explorado mediante concessão ou
autorização federal.
Para aproveitamentos de potenciais hidrelétricos superiores a 30 MW, a concessão é
realizada mediante licitação pública.
Os aproveitamentos com potência entre 1 e 30 MW são normalmente classificados
como pequenas centrais hidrelétricas – PCH’s e a sua exploração depende apenas de
autorização da Aneel.
No tocante ao estado de São Paulo o aproveitamento de recursos hídricos para fins
energéticos é amplamente utilizado sendo que o estado possui uma capacidade hidrelétrica
instalada de 10.105 MW. O potencial remanescente é hoje estimado em cerca de 2.800 MW,
constituído por aproveitamentos de pequeno e médio porte, de até 50 MW.
Fig. 4.11: tubulação para a casa de máquinas da PCH Turvinho (1MW)
Recursos Distribuídos de Energia para o Estado de São Paulo 38
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Potencial estimado para o estado
Tendo como base a distribuição hídrica do Estado de São Paulo (Fig. 4.12) percebe-se
de imediato que esta é bem homogênea em toda extensão do estado. Portanto é razoável
assumir que o potencial hidráulico de uma região administrativa é proporcional a sua extensão
territorial. Excluindo-se a região metropolitana de São Paulo e Baixada Santista pois nestas
regiões o potencial hidráulico já está praticamente esgotado temos a seguinte tabela (4.8):
Fig. 4.12: mapa de rios e rodovias do estado de São Paulo
Recursos Distribuídos de Energia para o Estado de São Paulo 39
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Tabela 4.8: potencial estimado para o estado
Região Administrativa Área da região (km2) Energia Estimada para
a Região (MW)
Registro 12129 142,59
Campinas 27079 318,34
Bauru 16105 189,33
Araçatuba 18588 218,52
São José do Rio Preto 25476 299,50
Presidente Prudente 23952 281,58
Marília 18458 216,99
Central 11018 129,53
Barretos 8298 97,55
Franca 10380 122,03
São José dos Campos 16268 191,25
Sorocaba 41077 482,9
Ribeirão Preto 9348 109,9
Valores Totalizados 238176 2800,00
Tabela 4.9: custos de geração para PCH’s
Custo Total do Empreendimento (US$/kW) 1000-3000
Custo da Energia gerada (US$/MWh) 35-145
Fator de Capacidade (%) 40-70
Recursos Distribuídos de Energia para o Estado de São Paulo 40
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4.6. Outras Fontes
Além das fontes energéticas escolhidas para o estudo mais detalhado, incluindo a
Análise de Custos Completos, foram pesquisados outros recursos, que por não apresentarem
um potencial de emprego razoável, foram preteridos. De qualquer forma, deve-se lembrar que
eles podem vir a compor uma opção interessante caso haja alterações nos cenários que servem
de base ao estudo. Por outro lado, alguns deles ainda possuem aplicação em nichos
específicos como, por exemplo, o petróleo.
4.6.1. Petróleo
O uso de derivados de petróleo como o óleo combustível e o óleo diesel para o
mercado de geração distribuída não é muito promissor e não será objeto de avaliação em
nosso trabalho dado que os motores de combustão interna à diesel apresentam uma eficiência
de 30 a 36% e possuem graves problemas quanto à emissão de poluentes. Esse tipo de geração
é viável nos casos de uso como um sistema de back up e sua viabilidade para geração
permanente é questionável frente as novas tecnologias emergentes no mercado que têm se
mostrado mais eficientes e de menor impacto ao meio ambiente.
4.6.2. Nuclear
No momento cerca de 30% do consumo de energia primária no mundo é utilizado para
a produção de energia elétrica, cerca de 15% é utilizado no setor transporte e o restante, cerca
de 55%, é convertido em calor, água quente e vapor. Existe, assim, um enorme potencial para
a utilização dos reatores nucleares nos setores não elétricos, embora no momento, somente
algumas poucas instalações estejam sendo utilizadas para aplicações não elétricas, num total
de 5 GW térmicos para produção de água quente e vapor. Há um grande incentivo para se
utilizar a capacidade da centrais nucleares para cogeração de energia elétrica, vapor e calor
para usos doméstico e industrial. Já existem experiências importantes com cogeração
utilizando reatores refrigerados a água na antiga União Soviética, China, Canadá, antiga
Tcheco-eslováquia, Suiça, Alemanha, Hungria e Bulgária. A AECL (“Atomic Energy of
Canada Ltd.”) projetou uma pequena usina nuclear de 10 MW térmicos para aquecimento de
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prédios de grandes dimensões. A instalação produz água quente com temperaturas inferiores a
100o C utilizando um pequeno reator de piscina. Há também uma instalação de demonstração
de 2 MW térmicos em operação desde 1987 no Centro de Pesquisas Nucleares de Whiteshell
em Manitoba. Ao se utilizar um reator nuclear de baixa potência e produção de água com
temperatura inferior a 100o C, grande parte da complexidade inerente dos grandes reatores foi
evitada, permitindo que este pequeno sistema nuclear de aquecimento seja economicamente
viável.
Com temperaturas de até cerca de 550o C, o calor pode ser suprido por vapor a
pressões razoáveis. Acima desta temperatura o calor deve ser suprido por outros vetores. As
capacidades de
resistência de longo prazo dos materiais metálicos dos reatores fixam um limite superior de
cerca de 1000o C para o calor de processo suprido por usinas nucleares. De qualquer forma,
para a grande maioria de aplicações de cogeração, a utilização de pequenos reatores nucleares
pode ser atrativa.
A energia nuclear apresenta como grande vantagem a inexistência de emissões de
gases poluentes durante sua operação. Isso é especialmente importante, ainda mais quando se
considera a pressão crescente da sociedade para soluções energéticas mais amigáveis ao meio
ambiente, além das restrições impostas pela legislação a emissão de poluentes.
4.6.3. Marítima
Na zona costeira, o oceano permite a obtenção de energia a partir das marés, das ondas
e do gradiente de temperatura entre profundidades diferentes. Considerando-se a grande
extensão costeira no estado, onde se localizam diversas comunidades, o mar oferece opções a
serem consideradas na implantação de geração distribuída.
Marés
O uso das marés para fornecer energia tem um longo histórico, com pequenos moinhos
em rios sendo usados ma Grã-Bretanha e na França durante a idade média. Mais
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recentemente, surgiu a idéia de usar a energia das marés para produzir energia elétrica, com
turbinas montadas em grandes barragens, construídas em estuários adequados.
Ondas
Embora haja conceitos para o aproveitamento das ondas para a produção de energia
por mais de 100 anos, apenas durante os anos 70 surgiram configurações concretas. Além de
não emitir poluentes, as ondas apresentam uma fonte quase constante de energia, não
necessitando de sistemas com baterias para armazenar energia.
Gradiente de temperatura
Em certas regiões marítimas a diferença entre a temperatura entre a superfície e o
fundo chega a dezenas de graus, o que a princípio permitiria a construção de máquinas
térmicas para geração de energia elétrica. Apesar disso, a baixa eficiência do processo
(relacionada à diferença de temperatura entre a fonte quente e a fonte fria) é baixíssima. Mais
importante ainda, existe a dificuldade de conceber e construir instalações adequadas de forma
viável.
Infelizmente as pesquisas para exploração da energia proveniente do mar encontram-
se num estado incipiente, sem as quais é impossível avaliar de forma aceitável a viabilidade
do uso dessas fontes.
4.6.4. Geotérmica
A temperatura da água subterrânea corresponde normalmente à temperatura média
anual da região. Mas, sob certas condições geológicas, a água pode penetrar a centenas de
metros, tornando-se aquecida nestas profundidades graças ao grau geotérmico da região,
ascendendo então, principalmente, por falhas ou por diáclases profundas, com a temperatura
bastante elevada. A causa da ascensão da água quente obedece também ao princípio dos vasos
comunicantes. São do município de Caldas Novas, GO, aproveitadas para fins turísticos. Em
uma delas, a temperatura chega a 60oC. Uma fonte é considerada como termal se a sua
temperatura exceder a 5o.C. à temperatura média da região.
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O aproveitamento do potencial Geotérmico seria através de trocadores de calor que
usaria o fluido geotérmico como fonte de calor para aquecimento de água por exemplo. Em se
tratando de São Paulo a presença de águas termais é pouco expressiva e restrito á algumas
cidades que o usam na balneoterapia. O estudo do aproveitamento geotérmico recurso
distribuído não fará parte do escopo desse trabalho pelos motivos anteriormente citados.
4.6.5. Biogás
O biogás é uma mistura gasosa combustível, produzida através da digestão anaeróbia,
ou seja, pela biodegradação de matéria orgânica pela ação de bactérias na ausência de
oxigênio. Este processo já é conhecido de longa data e ocorre naturalmente em pântanos,
mangues, lagos e rios, e é uma parte importante do ciclo biogeoquímico do carbono. É
possível portanto a produção de biogás a partir de diversos resíduos orgânicos, como estercos
de animais, lodo de esgoto, lixo doméstico, resíduos agrícolas, efluentes industriais etc...Esta
é uma idéia por si só atraente pois vai ao encontro com as tendências mundiais sobre o
desenvolvimento sustentável, isto é, estamos atendendo a uma demanda energética (produção
de gás combustível) de uma maneira amigável ao meio ambiente.
Vale a pena citar algumas vantagens do Biogás que justifiquem uma consideração á
respeito de seu uso como recurso energético distribuído especialmente em áreas rurais onde
há uma geração em larga escala de material orgânico propício à produção de biogás.
Em termos de tratamento de rejeitos:
- É um processo natural para se tratar rejeitos (resíduos) orgânicos;
- Requer menos espaço que aterros sanitários ou compostagem;
- Diminui o volume de resíduo a ser descartado.
Em termos de energia:
- É uma fonte de energia renovável;
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- Produz um combustível de alta qualidade e ecologicamente correto (a combustão do metano
só produz água e dióxido de carbono, não gerando nenhum gás tóxico).
Em termos de meio-ambiente:
- Maximiza os benefícios da reciclagem/reaproveitamento da matéria orgânica;
- Produz como resíduo o biofertilizante, rico em nutrientes e livres de
microorganismos patogênicos;
- Reduz significativamente a quantidade emitida de dióxido de carbono (CO2) e de metano
(CH4), gases causadores do efeito estufa.
Em termos econômicos:
- Apesar do alto custo inicial, numa perspectiva a longo prazo resulta numa grande economia,
pois reduz gastos com eletricidade, transporte de butijão de gás, esgoto, descarte dos demais
resíduos, etc..
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5. AVALIAÇÃO DOS CUSTOS COMPLETOS (ACC)
5.1. Definições
A avaliação de Custos Completos (ACC) foi um método desenvolvido inicialmente
para contabilizar os custos provenientes de impactos ambientais causados por um
empreendimento, permitindo uma análise mais abrangente da viabilidade do projeto em
questão. Posteriormente, estendeu-se a avaliação para contabilizar todos os custos inerentes ao
empreendimento, como fatores sociais e políticos.
Para facilitar a compreensão dos conceitos envolvidos na Avaliação de Custos
Completos pode-se observar a estrutura de avaliação de uma instituição (seja uma empresa,
instituto de pesquisa ou órgão governamental). A seguir são mencionadas essas atividades,
contextualizadas para uma empresa. De acordo com [12], essas atividades de contabilidade
(avaliação) recaem sobre dois tipos básicos:
Avaliação Gerencial - identificação, medição, acumulação, análise, interpretação e
comunicação das informações aos gerentes ou administradores para a elaboração e proposta
do planejamento, avaliação e controle das atividades corporativas, e assegurando a
responsabilidade e uso de informações;
Avaliação Financeira - compilação de informações e análise com o propósito de elaborar
relatórios financeiros para audiências externas, como, por exemplo, reguladores, acionistas,
credores e ao público em geral.
Os dois tipos de contabilização podem ser distinguidos ao longo de várias dimensões.
O sistema de avaliação gerencial tende a ser especificamente corporativo, com foco interno,
sujeito a práticas padronizadas, e abrangendo contabilizações não monetárias (isto é, físico)
assim como as monetárias. Por outro lado, os sistemas de avaliação financeira são
amplamente padronizados nas corporações, com foco externo e sujeitos a procedimentos
padronizados e práticas criadas por regulamentos ou códigos regulamentários padrões. Uma
dessas diferenças é notável. Enquanto que contabilizações financeiras são de amplo domínio
da equipe financeira e dos contadores, a contabilização gerencial depende de uma ampla
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equipe corporativa para o desenvolvimento, geração e processo de informações incluindo, por
exemplo, operações personalizadas, ambientais, aquisição e gerência de materiais.
Para incorporar o conceito de Avaliação de Custos Completos no sistema de avaliação
e estrutura de decisão utilizado neste trabalho, a seguinte variante foi considerada. A figura
abaixo ilustra estas considerações. O retângulo mais interno representa os custos que são
convencionalmente considerados nas empresas nas várias atividades de avaliação gerencial,
tais como determinação do capital orçamentário, controle e estrutura de custos ou outras
funções. No caso, por exemplo, da elaboração do orçamento teríamos custos de ampliação do
controle da poluição do ar, incluindo equipamentos, materiais, serviços, preparação local,
horas de engenharia e remunerações legais, depreciações, e operação e manutenção sobre a
expectativa de vida do investimento.
O segundo retângulo, denominado “Custos menos tangíveis, ocultos e indiretos da
Empresa”, se estende a partir das fronteiras dos custos convencionais de duas maneiras: A
primeira, a partir de custos que são reais mas não reconhecidos, ou mesmo reconhecidos mas
não incorporados na estrutura de decisão. Podemos nos referir a eles, como um ajuste nos
custos do inventário. Como exemplos, podemos citar a utilização de substâncias químicas de
risco, responsabilidades futuras de limpeza de propriedades ou lençóis freáticos
contaminados, etc. Em segundo, temos os custos que apesar de reais estão alocados
incorretamente - não especificados a um produto particular ou processo, mas pelo contrário,
aglomerado na conta de despesas gerais (overhead) - que poderiam ser removidos dessa conta
e relacionados a atividade responsável pela sua origem, procurando dessa forma minimizar as
contas de overhead com o deslocamento desses custos para o mais próximo possível da linha
de produto específico (ou meios ou unidades de produção).
Em torno do segundo retângulo, temos os custos externos, os quais as empresas não
contabilizam nas condições regulamentares correntes e na política corporativa. Como essas
duas estruturas são de constantes mudanças, os Custos Totais da Companhia também acabam
por acompanhar essas alterações. Por exemplo, a empresa ao se comprometer em reduzir, a
nível corporativo, o índice de desperdício, poderia estar colaborando voluntariamente com os
programas governamentais de redução de gastos, e ao mesmo tempo, efetivamente empurrar a
fronteira dos Custos Totais da Companhia para além da zona de Custos Externos. Seja
obrigatório ou voluntário, é certo que o domínio dos Custos Externos irá se contrair ao longo
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do tempo. Corporações que tenham um sério comprometimento com Desenvolvimento
Sustentável assumirão uma posição dianteira nessa evolução.
A fronteira entre custos internos e externos não é óbvia, nem ao mesmo estática. Em
alguns casos, essa fronteira pode ser ainda mais “indefinida”, uma vez que o que hoje poderia
ser considerado “externo” poderia ser considerada como “interno” amanhã, no próximo mês
ou no ano seguinte. Esta expansão ou deslocamento é intrínseco aos conceitos de
responsabilidade e intendência. Deste modo, sustentar as responsabilidades corporativas dos
impactos de suas atividades, desde a sua origem até eliminação, representa a eliminação ou
quebra das tradicionais fronteiras entre Custos Internos e Externos.
Fronteiras de Custos
Domínio de Custo Externo
Custos Convencionais da Empresa
Custos menos tangíveis, ocultos ou indiretos da Empresa
Domínio de Custo Interno
Custos Externos
Custos Totais da Empresa
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5.2. Fluxograma do Processo
Abaixo é mostrado o fluxograma representativo do processo de avaliação dos custos
completos. Neste fluxograma pode-se observar as etapas a serem seguidas durante a avaliação
bem como as tomadas de decisão dentro do processo.
Objetivos Propostos de um Empreendimento
Recursos a serem avaliados
Caracterização dos recursos
Definição de cenários
Início da ACC
Incorporação ou considerações qualitativas dos Custos Externos
Custos Totais
Análise dos resultados relativos a cada cenário
Definição do Plano Indicativo
Definição dos custos mais representativos
Levantamento dos Custos Internos de
cada cenário
Os resultados são coerentes ?
Os resultados são coerentes ?
Identificação e descrição dos possíveis impactos
associados a cada cenário
É possível a monetarização
Abordagem Quantitativa
Abordagem Qualitativa
Levantamento dos Custos Externos associados a cada cenário
Discussão e análise
Discussão e análise
Alocação adequada dos Custos Internos
Não
Sim
Sim
Não
Sim
Não
Fig. 5.1: Fluxograma da ACC
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Em suma, a Avaliação dos Custos Completos pode ser compreendida como a
incorporação de fatores alheios (externalidades) à avaliação convencional de um
empreendimento, mas que acarretam custos (econômicos, políticos, sociais ou ambientais),
seja para o empreendedor ou terceiros.
Riscos e incertezas inerentes à avaliação
A-) CAUSAS
A.1-) Fatores Externos
- crescimento econômico;
- tempo atmosférico;
- preços de combustível;
- performance de equipamentos;
- concorrência.
A.2-) Medições
- custos das opções;
- carga;
- impacto ambiental;
- custos de danos ambientais;
- custos da energia não distribuída.
A.3-) Objetivos considerados
- podem alterar-se;
- os pesos relativos podem ser incertos.
B-) MÉTODOS PARA CONSIDERAR AS INCERTEZAS
Os métodos mais comuns para se avaliar as incertezas são os seguintes:
- Qualitativo;
- Distribuição de Probabilidades;
- Análise de Sensibilidade;
- Cenários;
- Monte Carlo;
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-Árvore de Decisão.
Tendo em vista a forma abrangente e generalista com que o trabalho foi conduzido,
limitou-se ao uso do método Qualitativo, onde usualmente aplicam-se escalas, por exemplo,
de 1 a 10 ou qualificações de alto ou baixo. Assim, um fator é tanto mais favorável quanto sua
nota.
- Vantagens
É um método rápido e fácil para descrever.
- Desvantagens
É subjetivo e apresenta dificuldade para ser defendido.
É melhor ser usado quando as incertezas forem difíceis para quantificar; as interações com os
objetivos são obscuras; os modelos adotados são complexos.
5.3. Recursos pré-selecionados
Dentre os diversos recursos existentes realizou-se uma pré-seleção com os mais
promissores no que diz respeito à possibilidade de uso e integração às necessidades do estado,
tanto do ponto de vista econômico quanto sócio-ambiental. Dessa forma, é possível analisar o
mix de opções para geração distribuída de forma mais precisa, obtendo resultados mais
condizentes com a realidade.
É importante, entretanto, salientar que tal opção não implica no descarte definitivo dos
outros recursos. De fato, deve-se sempre considerar que fatores não previstos, aliados à
mudanças de cenário, seja político, econômico ou social, podem ressuscitar opções outrora
desinteressantes. Além disso, é possível que situações particulares peçam soluções
particulares; nunca se deve generalizar estimativas como verdades absolutas.
5.4. Critérios adotados para a Avaliação de Custos Completos
Cada recurso foi avaliado segundo determinados atributos. Os atributos selecionados
para este trabalho foram assim classificados:
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- Ambiental;
- Sócio-Cultural;
- Técnico-Econômico.
Esses atributos constituem-se como as principais questões a serem avaliadas e foram
divididas de forma a facilitar a avaliação conforme será notado nas explicações posteriores.
Cada atributo possui diversos indicadores que procuram contemplar os aspectos mais
importantes desses atributos. A intenção aqui é avaliar, de forma qualitativa (seja positiva ou
negativamente), como cada recurso responde aos indicadores. Esses indicadores serão
detalhados no item seguinte.
Os critérios para a triagem ou o que será denominado de “elementos de triagem”, são
os seguintes:
- Tempo de Estudo: Neste trabalho é de 10 anos; isso permite que se vislumbre
efeitos de médio prazo, necessários para uma avaliação mais precisa na implantação do uso
dos recursos distribuídos.
- Características da Região: Envolve as características geográficas, econômicas,
populacionais, sociais, etc. Como, no entanto, o objetivo principal deste trabalho é a análise
do estado de São Paulo como um todo, as características de cada região não serão tratadas a
fundo, apenas o suficiente para traçar seu perfil sócio-econômico. Isso permitirá avaliar de
forma razoável as necessidades da região para geração de energia, principalmente a
distribuída.
- Perspectivas para Geração Distribuída: O cenário energético atual aponta a
necessidade de diversificação da matriz energética; tal fator implica, entre outras, na crescente
demanda por formas mais viáveis, freqüentemente localizadas, de geração elétrica. Diversas
iniciativas sugerem que a geração distribuída se fortalecerá, principalmente as baseadas em
fontes renováveis.
Desta forma, a avaliação dos recursos em relação aos indicadores é feita com base nestes
elementos de triagem.
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5.5. Descrição dos indicadores
A seguir são apresentados os indicadores escolhidos para a análise; eles foram
definidos tendo-se em vista a natureza da geração distribuída, onde o impacto ambiental é
reduzido. Por outro lado, o uso de recursos distribuídos deve considerar diversos aspectos,
principalmente relacionados à sua adaptabilidade as necessidades dos consumidores. A seguir
é feita uma breve discussão sobre cada indicador ressaltando os aspectos que foram
abordados, incluindo o peso relativo (Fator de Influência – FI), que cada um recebeu.
(A) - ATRIBUTO AMBIENTAL
1. Emissão de Poluentes (FI=2): indica se há emissões aéreas de gases e material particulado
que afetem a qualidade do ar, como COx , SOx , NOx , entre outros. Notas mais baixas foram
atribuídas a recursos que emitem poluentes, mesmo nos casos em que o ciclo do combustível
apresente emissões nulas, já que os gases emitidos acabam sendo reabsorvidos no sistema,
caso da biomassa. Mesmo assim a emissão desses poluentes não deixa de ser um problema
para a localidade em que se encontra a usina ou planta. De qualquer forma, é preferível usar a
biomassa, renovável, a fontes não-renováveis. Tal fator é contemplado no item seguinte.
2. Natureza do combustível (FI=3): considera se o combustível é proveniente de fontes
renováveis ou não renováveis. A longo prazo, o uso de fontes renováveis é essencial; no
entanto, no horizonte considerado (10 anos), o uso de não-renováveis é admissível, frente suas
outras vantagens. Mesmo assim, é preferível o uso de recursos renováveis; esse fator foi
considerado como o de maior importância, merecendo assim o maior FI dentre os indicadores
ambientais.
3. Influência na fauna e flora (FI=2): indica se há destruição de florestas e se há alteração
da paisagem, sendo o primeiro item de maior importância devido aos impactos causados. O
critério de comparação é pela dimensão da área atingida. É importante considerar que embora
na geração distribuída a área alterada seja reduzida, uma área significativa será afetada caso
sejam instaladas diversas unidades.
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4. Alterações na água da região (FI=1): indica se a água terá suas propriedades alteradas,
como acidez ou temperatura. Como no caso das fontes selecionadas essas alterações têm
ocorrência reduzida, lhe foi atribuído um FI igual a 1.
5. Impacto do sistema de transmissão (FI=1): aponta a influência do sistema de transmissão
na localidade. Como na geração distribuída a estrutura requerida para a transmissão é
reduzida, quando não inexistente, seu FI é o mais baixo, 1.
(B) - ATRIBUTO SÓCIO - CULTURAL
1. Desenvolvimento Local (FI=2): indica se o recurso será utilizado no local, gerando
desenvolvimento, ou será transmitido para outras regiões. De um modo geral, quando se
refere a geração distribuída, praticamente todo o recurso é usado na região, com poucas
exceções.
2. Resistência à forma de uso do recurso (FI=3): aponta o nível de receptividade à
utilização do recurso pela sociedade local, seja ele devido a fatores políticos, culturais ou
econômicos. Embora aparentemente de importância secundária, tal fator é, muitas vezes, o
responsável pelo fracasso de iniciativas para a implantação da geração distribuída. Isso lhe
deveu o maior FI do atributo.
3. Potencial de emprego na região (FI=2): indica se a região possui as características sócio-
econômicas que possibilitam o emprego eficiente e em escala apreciável de geração baseada
no recurso. De maneira geral, uma região com elevada taxa de industrialização possui
naturalmente uma demanda por geração on site e cogeração, o que possibilita o uso de gás
natural, biomassa e recursos hídricos. Por outro lado, regiões com baixo índice de
desenvolvimento, com carência de infra-estrutura e baixo padrão de vida podem beneficiar-se
de iniciativas baseadas em geração eólica e solar, biomassa e hídrica. Estudos indicam que
investimentos de infra-estrutura realizados em regiões rurais são muito mais viáveis frente
investimentos de mesma natureza feitos em grandes zonas urbanas. Assim, de maneira global,
é melhor para a sociedade investir em condições de vida das populações rurais antes que elas
se desloquem em busca de melhores condições para as metrópoles.
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(C) - ATRIBUTO TÉCNICO-ECONÔMICO
1. Tempo de Construção (FI=4): indica se a implantação do sistema de geração é de longa
ou curta duração, sendo que o de curta duração (menor que 6 meses) é considerado mais
positivo. Os períodos definidos encontram-se na tabela de ACC. Foi definido um alto valor
para o FI considerando-se que o tempo de execução do empreendimento, em conjunto com os
custos de investimento e operação, é um dos principais fatores considerados em um projeto.
Tabela 5.1: Tempo de Construção e Valor Atribuído
Tempo de Construção Valor atribuído
T>3 anos 2
1 ano < T < 3 anos 4
6 meses < T < 1 ano 8
T < 6 meses 10
2. Disponibilidade do combustível na região (FI=3): indica se há ou não disponibilidade de
recursos naturais que sejam utilizados na geração, na região de implantação da mesma, o que
interfere diretamente nos custos de operação e geração. Considerando-se as características de
cada região, atribuiu-se valores qualitativos para a disponibilidade do combustível: baixa,
média ou alta.
3. Custo total do empreendimento (FI=4): indica se o custo de implantação da geração são
altos ou baixos, fator crucial na esfera econômica e política para a definição pela implantação
do projeto. A escala de valores considerada foi a seguinte:
Tabela 5.2: Custo total do empreendimento e Valor Atribuído
Custo total do Empreendimento
(US$/KW)
Valor
atribuído
C>2000 2
1600 < C < 2000 4
1000 < T < 1600 8
T < 1000 10
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4. Custo da energia gerada (FI=4): indica se os custos de operação, manutenção e
combustível são altos ou baixos, analisados de forma comparativa. Isso mostra de forma
direta o custo a ser pago pela energia gerada.
Tabela 5.3: Custo da energia gerada e Valor Atribuído
Custo da Energia
Gerada (US$/MWh) Valor atribuído
C>50 2
40 < C < 50 4
30 < C < 40 8
C < 30 10
5. Prazo de retorno do investimento (FI=2): indica o tempo necessário para que o
investimento realizado seja pago através dos benefícios gerados pela implantação do uso do
recurso.
Tabela 5.4: Prazo de retorno e Valor Atribuído
Prazo de Retorno (anos) Valor atribuído
T>20 2
10 < T < 20 6
T < 10 10
6. Domínio da tecnologia necessária (FI=2): aponta o nível de maturidade da tecnologia no
que se refere à existência de profissionais e empresas para implantar, gerenciar e reparar o
sistema de forma eficiente. Neste indicador foram atribuídas duas notas: 2 para baixa
experiência e 10 para grande experiência.
7. Fator de Capacidade (FI=3): é um índice técnico comumente utilizado. Indica o quão
uniforme é o fornecimento de energia a partir do sistema. Dependendo do fator de capacidade
o sistema pode exigir a necessidade de bancos de baterias auxiliares ou até mesmo de uma
conexão à rede para funcionar de forma adequada. Quanto maior o fator, mais uniforme é a
produção de energia.
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Tabela 5.5: Fator de Capacidade e Valor Atribuído
Fator de Capacidade Valor atribuído
FC<0,4 2
0,7< FC <0,4 6
FC> 10
8. Obrigações contratuais com o combustível (FI=3): indica o tipo de contrato firmado com
o fornecedor do combustível (se aplicável). Em alguns casos, o consumidor deve pagar pelo
combustível contratado mesmo que não o utilize completamente; esse tipo de contrato é
comumente chamado de contrato “Take or Pay”. Normalmente tais tipos de contratos acabam
diminuindo a flexibilidade da geração a preços competitivos, recebendo assim uma nota
baixa.
9. Período de construção efetivo (FI=1): aponta com que freqüência a implantação de
geração baseada em dado recurso pode ser atrasada por fatores externos, como mudanças nas
políticas de incentivo, quebra de contratos de fornecimento, flutuação no preço do
combustível, dificuldades de aprovação ambiental, etc. Dada a subjetividade deste indicador,
seu fator de influência foi definido como o menor possível (FI=1), para evitar distorções na
avaliação final.
10. Programas de incentivo governamental (FI=1): indica o nível de probabilidade
(comparativamente) do recurso ser alvo uma política diferenciada do governo para incentivar
sua aplicação. Assim como o indicador anterior, ele apresenta grandes incertezas e
conseqüente dificuldade em ser avaliado.
Tabela 5.6: Possibilidade de incentivo e Valor Atribuído
Possibilidade de incentivo Valor atribuído
Improváveis 2
Possíveis 6
Prováveis 10
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11. Permite a venda de excedentes (FI=2): indica se a natureza do sistema de geração
possibilita a venda do excedente para concessionárias de energia com um custo competitivo.
De modo geral, a venda de excedentes está mais relacionada ao porte da planta do que à
natureza do combustível; de qualquer forma, acredita-se que em um horizonte de médio prazo
a energia elétrica gerada no estado de São Paulo baseada em sistemas fotovoltaicos e eólicos
não será competitiva a ponto de permitir a venda de excedentes.
5.6. Montagem da matriz de avaliação
Tendo-se definido todos os indicadores, pode-se então montar a chamada "Matriz de
Avaliação", aonde consta todos os atributos pré-definidos.
Essa matriz é montada de forma que se tenha nas colunas os recursos energéticos ou
fontes energéticas e nas linhas os indicadores a que a matriz se refere. Também são
apresentados os valores atribuídos a cada indicador. Um fator é atribuído a cada indicador,
significando sua importância relativa perante os demais.
A avaliação final é dada por uma outra matriz onde considera-se as avaliações
intermediárias da matriz anterior. O método de avaliação é detalhado a seguir.
6.7. Metodologia de avaliação
Para realizar-se a avaliação foi empregada a metodologia que é descrita logo a seguir.
Os procedimentos são descritos em itens a fim de facilitar o entendimento.
- define-se a conceituação possível de cada indicador, considerando-se sua natureza. De modo
geral, a conceituação implicará numa “nota” de 2 a 10 pontos, sendo:
- 2: ruim;
- 4: insatisfatório;
- 6: indiferente;
- 8: satisfatório;
- 10: bom.
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- define-se o peso relativo (fator de influência - FI) que esse indicador terá com relação aos
demais. Isso permite que se dê maior relevância a certos indicadores na análise. Deve-se
lembrar, todavia, que o FI define o peso relativo dos indicadores apenas dentro de seu atributo
(ambiental, por exemplo).
- atribui-se as notas de cada indicador para cada recurso escolhido.
- multiplica-se essa nota pelo FI correspondente.
- calcula-se a média ponderada (score) de cada atributo.
- por fim, de posse das médias intermediárias chega-se numa avaliação final onde se faz a
média dos scores intermediários correspondentes a cada atributo, obtendo-se um score final e
conseqüentemente uma conceituação final para cada recurso. Nesse trabalho os diversos
atributos (ambientais, sócio-culturais e técnico-econômicos) foram avaliados tendo pesos
relativos iguais, pois o objetivo é obter uma análise geral, completa, agregando as
externalidades, comumente relegadas ao segundo plano, aos custos diretos.
Vale lembrar que a avaliação de cada indicador é feita sempre tendo como base os
"elementos de triagem", anteriormente descritos.
Devido ao alto caráter subjetivo da análise qualitativa, é altamente recomendável que
as matrizes sejam preenchidas por um grupo ou equipe de forma a refletir diversas visões e
opiniões, obtendo-se ao final uma média geral do grupo.
5.8. Avaliação – regiões administrativas
Optou-se por executar a ACC para cada região administrativa, de forma a permitir
uma análise mais precisa de aspectos regionais do estado de São Paulo. Assim, observaram-se
características chave, como:
- consumo de energia elétrica (residencial, industrial e rural) por habitantes
- número de médicos registrados no CRM/SP por mil habitantes
- número de empregos por habitantes
- valor adicionado fiscal (comércio, indústria, serviços e agricultura) por habitantes (2000)
- densidade demográfica
obs: todos os dados são referentes a 1997, exceto menção ao contrário
Recursos Distribuídos de Energia para o Estado de São Paulo 59
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Com os dados acima (obtidos na base de dados da Fundação Seade), unidos a
informações sobre o potencial para a aplicação de cada recurso energético, foram montadas as
matrizes de ACC. Em posse dos resultados, agruparam-se as regiões com características
econômicas similares; deve-se notar, entretanto, que esse agrupamento é meramente
comparativo.
0
2000
4000
6000
8000
10000
valor ad total
valor ad indústria
valor ad comercio
valor ad agricultura
valor ad servicos
Figura 5.2 : Valor Adicionado Fiscal (R$/hab)
Recursos Distribuídos de Energia para o Estado de São Paulo 60
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5.8.1. Áreas predominantemente em desenvolvimento
- Registro
- Presidente Prudente
Fig. 5.3: Mapa de regiões administrativas
Tab 5.7: dados sócio-econômicos
Registro Presidente Prudente
Número de habitantes 251384 771216
Área (km2) 12129 23952
Densidade demográfica (hab/ km2) 20,7 32,20
Taxa de urbanização (%) 64,49 84,15
Consumo residencial (MWh/hab) 0,61 0,64
Consumo rural (MWh/hab) 0,29 0,76
Consumo industrial (MWh/unid. Industrial) 317,7 71,4
Número de médicos por mil habitantes 0,63 1,16
Número de empregos por habitante 0,09 0,14
Valor adicionado Total (R$/hab) 1980 3354
Recursos Distribuídos de Energia para o Estado de São Paulo 61
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Os resultados obtidos através da ACC foram (para análise completa vide anexo):
Tab. 5.8: resultados da ACC
Presidente Prudente 1 2 3 4 5 Ambiental 9,556 9,556 6 9,556 2,889
Social 8 8 7 7,5 5,5
Técnico-econômico 5,103 5,586 7,31 8,69 7,034
Média 7,553 7,714 6,77 8,58 5,14
Registro 1 2 3 4 5 Ambiental 9,556 9,556 6 9,556 2,889
Social 8 8 6,5 7 4,5
Técnico-econômico 5,103 4,966 6,897 8,69 6,621
Média 7,553 7,507 6,47 8,42 4,67 Legenda: 1 – Fotovoltaica 4 – Hídrica 2 – Eólica 5 – Gás Natural 3 – Biomassa
Recursos Distribuídos de Energia para o Estado de São Paulo 62
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5.8.2. Áreas predominantemente industriais
- Campinas
- São Paulo
- Santos
- São José dos Campos
- Sorocaba
Fig. 5.4: Mapa de regiões administrativas
Recursos Distribuídos de Energia para o Estado de São Paulo 63
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Tab. 5.9: dados sócio-econômicos
Campinas São Paulo Santos São José
dos Campos
Sorocaba
Número de habitantes 8039859 16932595 1379751 1868439 2305305
Área (km2) 27079 8051 2373 16268 41077
Densidade
demográfica (hab/
km2)
186,1 2103,2 581,4 114,8 56,12
Taxa de urbanização
(%) 91,79 96,45 99,58 82,29 82,29
Consumo residencial
(MWh/hab) 0,75 0,80 1,02 0,74 0,67
Consumo rural
(MWh/hab) 1,53 0,16 0,66 0,51 0,96
Consumo industrial
(MWh/unid. Industrial)263,43 273,54 317,74 664,77 623,82
Número de médicos
por mil habitantes 1,81 2,38 1,97 1,55 1,3
Número de empregos
por habitante 0,20 0,27 0,17 0,16 0,16
Valor adicionado Total
(R$/hab) 7948 7136 5535 9627 5175
Recursos Distribuídos de Energia para o Estado de São Paulo 64
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Os resultados obtidos através da ACC foram (para análise completa vide anexo):
Tab. 5.10: resultados da ACC
Campinas 1 2 3 4 5 Ambiental 9,556 9,556 6 9,556 2,889
Social 7 7 8 7,5 6,5 Técnico-econômico 5,103 4,966 7,724 8,276 7,448
Média 7,22 7,174 7,24 8,44 5,61
São Paulo 1 2 3 4 5 Ambiental 9,556 9,556 6 9,556 2,889
Social 6 6 7 6,5 6,5 Técnico-econômico 5,103 5,793 6,897 7,862 7,448
Média 6,886 7,116 6,63 7,97 5,61
Santos 1 2 3 4 5 Ambiental 9,556 9,556 6 9,556 2,889
Social 6 6 6,5 6,5 6,5 Técnico-econômico 5,103 5,379 6,897 8,276 7,448
Média 6,886 6,978 6,47 8,11 5,61
São José dos Campos 1 2 3 4 5 Ambiental 9,556 9,556 6 9,556 2,889
Social 6 6 7 7,5 6,5 Técnico-econômico 5,103 4,966 6,897 8,69 7,448
Média 6,886 6,84 6,63 8,58 5,61
Sorocaba 1 2 3 4 5 Ambiental 9,556 9,556 6 9,556 2,889
Social 7,5 7,5 7 7,5 6,5 Técnico-econômico 5,103 5,379 7,31 8,69 7,448
Média 7,386 7,478 6,77 8,58 5,61 Legenda: 1 – Fotovoltaica 4 – Hídrica 2 – Eólica 5 – Gás Natural 3 – Biomassa
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5.8.3. Áreas predominantemente agro-industriais
- Bauru
- Araçatuba
- Marília
- Central
- Barretos
- Franca
- Ribeirão Preto
- São José do Rio Preto
Fig. 5.5: Mapa de regiões administrativas
Tab. 5.11: dados sócio-econômicos
Bauru Araçatuba Marília Central
Número de habitantes 910340 653918 853765 811031
Área (km2) 16105 18588 18458 11018
Densidade demográfica
(hab/ km2) 56,52 35,17 46,25 73,61
Recursos Distribuídos de Energia para o Estado de São Paulo 66
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Taxa de urbanização (%) 91,82 89,4 87,4 91,02
Consumo residencial
(MWh/hab) 0,68 0,66 0,63 0,68
Consumo rural
(MWh/hab) 1,35 1,38 1,32 1,80
Consumo industrial
(MWh/unid. Industrial) 130,75 62,47 74 153,46
Número de médicos por
mil habitantes 1,27 1,11 1,49 1,13
Número de empregos por
habitante 0,20 0,15 0,16 0,18
Valor adicionado Total
(R$/hab) 4576 5604 4228 5876
continuação
Barretos Franca Ribeirão
Preto
São José do
Rio Preto
Número de habitantes 383023 605820 1002959 1240875
Área (km2) 8298 10380 9348 25476
Densidade demográfica
(hab/ km2) 186,11 58,36 107,29 48,71
Taxa de urbanização (%) 90,53 92,46 95,26 87,39
Consumo residencial
(MWh/hab) 0,66 0,64 0,77 0,72
Consumo rural
(MWh/hab) 2,45 1,99 1,84 1,15
Consumo industrial
(MWh/unid. Industrial) 192,93 56,67 111,92 42,82
Número de médicos por
mil habitantes 1,17 1,15 3,07 1,92
Número de empregos por
habitante 0,13 0,14 0,20 0,14
Valor adicionado Total
(R$/hab) 4889 5052 5900 4276
Recursos Distribuídos de Energia para o Estado de São Paulo 67
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Os resultados obtidos através da ACC foram (para análise completa vide anexo):
Tab. 5.12: resultados da ACC
Bauru 1 2 3 4 5 Ambiental 9,556 9,556 6 9,556 2,889
Social 7 7 8 7,5 6
Técnico-econômico 5,103 5,379 7,724 8,69 7,448
Média 7,22 7,312 7,24 8,58 5,45
Araçatuba 1 2 3 4 5 Ambiental 9,556 9,556 6 9,556 2,889
Social 8 8 8 7,5 6
Técnico-econômico 5,103 4,966 7,724 8,69 7,448
Média 7,553 7,507 7,24 8,58 5,45
Marília 1 2 3 4 5 Ambiental 9,556 9,556 6 9,556 2,889
Social 7,5 7,5 7 7,5 5
Técnico-econômico 5,103 5,586 7,103 8,69 6,621
Média 7,386 7,547 6,7 8,58 4,84
Central 1 2 3 4 5 Ambiental 9,556 9,556 6 9,556 2,889
Social 6,5 6,5 8 7,5 6
Técnico-econômico 5,103 5,172 7,31 8,69 7,862
Média 7,053 7,076 7,1 8,58 5,58
Barretos 1 2 3 4 5 Ambiental 9,556 9,556 6 9,556 2,889
Social 6,5 6,5 8 7,5 6
Técnico-econômico 5,103 4,966 7,724 8,69 6,621
Média 7,053 7,007 7,24 8,58 5,17
Recursos Distribuídos de Energia para o Estado de São Paulo 68
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Franca 1 2 3 4 5 Ambiental 9,556 9,556 6 9,556 2,889
Social 7,5 7,5 7,5 7,5 5
Técnico-econômico 5,103 5,793 7,31 8,69 6,621
Média 7,386 7,616 6,94 8,58 4,84
Ribeirão Preto 1 2 3 4 5 Ambiental 9,556 9,556 6 9,556 2,889
Social 6,5 6,5 8 7,5 6
Técnico-econômico 5,103 5,793 7,724 8,69 7,034
Média 7,053 7,283 7,24 8,58 5,31
São José do Rio Preto 1 2 3 4 5 Ambiental 9,556 9,556 6 9,556 2,889
Social 7,5 7,5 7,5 7,5 6
Técnico-econômico 5,103 4,966 7,31 8,69 6,828
Média 7,386 7,34 6,94 8,58 5,24 Legenda: 1 – Fotovoltaica 4 – Hídrica 2 – Eólica 5 – Gás Natural 3 – Biomassa
Recursos Distribuídos de Energia para o Estado de São Paulo 69
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6. CONCLUSÕES
A Avaliação de Custos Completos é uma ferramenta muito útil para a análise de
empreendimentos que envolvem fatores diversos. Embora não tenham sido empregadas neste
trabalho, ferramentas complementares como a análise de sensibilidade oferecem mais
subsídios para uma decisão bem estruturada. Com a ACC, foi possível observar o estágio de
maturidade da geração hídrica, biomassa e a gás natural, que se reflete na sua pontuação
técnico-econômica. Por outro lado, o impacto ambiental pesa negativamente no uso de
biomassa e gás natural, grandes emissores de poluentes (embora pese a favor da biomassa seu
balanço zero de emissões). Na avaliação final, percebe-se que as externalidades afetam de
forma significativa as vantagens econômicas do gás natural. De qualquer forma, deve-se
estudar cuidadosamente a viabilidade de cada recurso em cada situação.
O estado de São Paulo apresenta grande potencial para geração distribuída, dada a
grande demanda por energia conjugada ao grande potencial energético. O parque industrial
paulista, cada vez mais sofisticado, tem necessidades energéticas peculiares que podem ser
supridas, freqüentemente a custos competitivos, pela geração distribuída, com destaque para o
gás natural e biomassa; dessa forma, pode ser interessante estudar-se mecanismos de
incentivo para a implantação de geração pelos consumidores industriais e comerciais de
maneira a reduzir a demanda sobre o sistema.
Por outro lado, existem regiões subdesenvolvidas, onde a microgeração pode
promover uma melhora social em diversas comunidades. Deve-se dar extrema atenção a tal
fato, especialmente quando considera-se que investimentos em regiões rurais tendem a ser
menos custosos que em grandes centros urbanos; isso permite promover o desenvolvimento
em áreas isoladas, inibindo o êxodo rural e a imigração de populações para metrópoles, as
quais não têm capacidade de absorver de forma adequada tal contingente. Isso torna válida a
criação de mecanismos, sejam governamentais ou não, de fomento à geração distribuída para
localidades com déficit energético extremo, pois a implantação da geração elétrica costuma
ser economicamente desinteressante, principalmente à iniciativa privada.
Apesar do potencial enorme de utilização dos recursos distribuídos no estado, alguns
fatores ainda impedirão a proliferação de seu uso em grande escala por um tempo
Recursos Distribuídos de Energia para o Estado de São Paulo 70
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indeterminado; a incerteza na reestruturação do setor energético brasileiro (em especial no
elétrico) e o receio por parte dos grandes usuários em investir na sua própria geração são,
possivelmente, uns dos fatores principais. Do total estimado disponível para geração elétrica
(68GW), apenas parte será aproveitado nos próximos dez anos. De acordo com o atual
cenário, é razoável supor o uso mais intenso do gás natural, do bagaço de cana e do potencial
hidrelétrico remanescente; recursos eólicos e solares só devem ser utilizados de forma
pontual, em casos específicos, onde a necessidade justifique os altos custos.
Caso mantenha-se a atual conjuntura no setor de energia, a expansão da geração
distribuída deve se limitar à cerca de 10GW no decênio, sendo cerca de metade desse total
proveniente do uso de gás natural. Por enquanto, uma expansão mais intensa do uso da
biomassa dependerá de políticas mais bem definidas para o setor; os recursos hídricos, por sua
vez, já estão perto de sua utilização máxima. Além disso, a necessidade de usos múltiplos
desse recurso impõem barreiras ainda maiores para sua expansão.
As atuais barreiras ao uso de recursos distribuídos não devem desencorajar o estudo
mais aprofundado de seu potencial; ações coordenadas serão necessárias para a adoção de
diretrizes para o seu fomento, visando otimizar os diversos custos envolvidos na produção de
energia. O modelo baseado na geração centralizada encontra cada vez mais oposição,
principalmente por uma maior conscientização pela necessidade de minimização dos custos
não financeiros de tais empreendimentos. Por outro lado, é cada vez mais inviável a
realização de obras que exigem grandes aportes de capital, fazendo com que investimentos
incrementais na geração sejam mais atraentes, seja pelo baixo custo ou seja pela sua
customização às necessidades locais. Atualmente fatores externos, como os custos ambientais
e sociais, carecem uma avaliação mais aprofundada – só assim será possível conduzir o
desenvolvimento do sistema energético de forma sustentada.
Recursos Distribuídos de Energia para o Estado de São Paulo 71
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7. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1] PFEIFENBERGER, J.; HANSER, P.; AMMANN, P. What’s in the card for Distributed Resources?. The Energy Journal. Special Issue: Distributed Resources: Toward a New Paradigm of the Electricity Business. October 18-21, 1998. [2] SILVA, Jamea C. B.; KAGAN, N.; UDAETA, M. E. M.; GIMENES, A. L. V. Introdução da Geração Distribuída no Planejamento Energético. São Paulo: Departamento de Energia e Automação Elétricas – EPUSP, [3] BOYLE, G. (Ed.) Renewable Energy. Oxford: Oxford University Press, 1996. [4] REIS, L. B. D.; SILVEIRA, S. (ORG.) Energia Elétrica para o Desenvolvimento Sustentável. São Paulo: EDUSP, 2000. [5] SQUAIELLA, D. J. F.; HAGE, F. S. E. Possibilidades de Inserção da Energia Solar Fotovoltaica na Região do Médio Paranapanema. 1999. 67p. Relatório de Projeto de Formatura – EPUSP. São Paulo. [6] COELHO, S. T. Mecanismos para Implementação de Eletricidade a partir de Biomassa. Um Modelo para o Estado de São Paulo. 1999. 194p. Tese (Doutorado) – PIPGE – IEE – USP, São Paulo. [7] UDAETA, M. E. M. Planejamento Integrado de Recursos Energéticos – PIR – para o Setor Elétrico (pensando o desenvolvimento sustentável). 1997. 345p. Tese (Doutorado) – EPUSP, São Paulo. [8] MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA. Balanço Energético Nacional. Brasília: Ministério de Minas e Energia, 2001. [9] SECRETARIA DE ENERGIA. Balanço Energético do Estado de São Paulo. São Paulo: Secretaria de Energia, 2001. [10] CSPE. Usinas Termelétricas de Pequeno Porte no Estado de São Paulo. São Paulo: Páginas & Letras Editora e Gráfica, 2001. [11] GODOY, M. D. Geração de Energia Elétrica Descentralizada a partir da Energia Eólica. 2000. 75p. Relatório de Projeto de Formatura – EPUSP. São Paulo. [12] CARVALHO, E. C.; CHIAN, C. C. T. Avaliação dos Custos Completos dos Recursos Energéticos na Produção Integrada de Termofosfatos no Médio Paranapanema. 1997. 127p. Relatório de Projeto de Formatura – EPUSP. São Paulo. [13] UNDP. Human Development Report. New York: Oxford University Press, 2001. [14] CEPEL, Centro de Pesquisas de Energia Elétrica, www.cepel.br [15] INEE, Instituto Nacional de Eficiência Energética, www.inee.org.br
Recursos Distribuídos de Energia para o Estado de São Paulo 72
ESCOLA POLITÉCNICA DA UNIVERSIDADE DE SÃO PAULO Departamento de Engenharia de Energia e Automação Elétricas
[16] PETROBRÁS, www.petrobrás.com.br [17] ELETRONUCLEAR, www.eletronuclear.gov.br [18] CRESESB, Centro de Referência para Energia Solar e Eólica Sérgio de Salvo Brito, www.cresesb.cepel.br [19] CENBIO, Centro Nacional de Referência em Biomassa, www.cenbio.org.br [20] FCTH, Fundação Centro Tecnológico de Hidráulica. www.fcth.br
Recursos Distribuídos de Energia para o Estado de São Paulo 73
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