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COGERAÇÃO

Miracyr Assis Marcato A atual perda de competitividade da indústria brasileira no cenário internacional devida em parte, ao elevado custo da energia no Brasil, requer políticas e ações efetivas de incentivo à inovação e ao aumento da produtividade da economia como um todo. No setor energético em particular, dentre as várias opções existentes, a Cogeração (COGER) que utiliza com maior eficiência a energia contida nos combustíveis, destaca-se como uma solução viável tanto do ponto de vista econômico como ambiental. “A Cogeração também conhecida como CHP (combined heat & power) refere-se a um grupo de tecnologias maduras que operam associadas para a geração simultânea de eletricidade e calor útil num processo que geralmente tem uma eficiência energética muito maior do que a produção de eletricidade e calor de processo, separadamente” (1) . É o que estão fazendo tanto a Europa como os EUA onde, ao lado de maior segurança e independência energética, os paises procuram alcançar aumentos de eficiência de 20% a 30% até 2030 - a Europa tem uma meta 20-20-20 (20% de aumento de eficiência energética, 20% de fontes alternativas e 20% de créditos de carbono). O Brasil pode obter ganhos substanciais de competitividade e eficiência no uso da energia, não só com o incentivo à cogeração na indústria em geral e em particular na sucroalcooleira, mas também na geração térmica com gás natural onde pode alcançar rendimentos térmicos de até 80% (ciclos combinados, produção de frio e calor industrial, etc.).

Vantagens da Cogeração

Economia no consumo de energia

Redução das emissões de CO²

Menor dependência de combustíveis importados

Maior grau de estabilidade da rede pela redução dos congestionamentos e picos do sistema elétrico

Melhor aproveitamento de recursos energéticos disponíveis localmente permitindo redução de investimentos em infraestrutura com a introdução da Geração Distribuída (GEDIS) e das microrredes regionais que diminuem os custos e as perdas de transmissão, baseados no incremento da exploração de fontes de pequeno e médio porte como: a geração eólica, solar, PCHs, biomassa, bioenergia, resíduos vegetais, bagaço, lixo, biogás, óleos vegetais, etc.

Some-se a isso o desenvolvimento das redes de distribuição inteligentes (SMART GRIDS) com controles pelo lado da demanda, centralizados, comunicação e medição bidirecional que além de viabilizar a Gedis,

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também poderão contribuir para o aumento da eficiência energética total. Dependem, contudo de vultosos investimentos das Concessionárias em equipamentos de controle, comando, medição e comunicação que neste momento poderão agravar o já elevado custo da energia para o consumidor final brasileiro e a difícil situação financeira que atravessam em função da recente modificação dos marcos regulatórios do setor elétrico nacional.

Custos Evitados Gráfico 1 - Custos (US$/kWh):Gedis (verde) X Geração centralizada (amarelo)

A construção de um eficiente parque de cogeração no Brasil depende, além do engajamento da indústria e de outros grandes usuários da iniciativa privada, de políticas coerentes de incentivos fiscais, financeiros e de planejamento do Governo e do estabelecimento de regras claras no tocante a:

A COGERAÇÃO e A GEDIS oferecem alternativas para suprir a Demanda

crescente de Energia Elétrica, especialmente quando a infra-estrutura

existente está sobrecarregada (eliminação de L.Tr. & R.D.)

Market Intelligence / Distributed Power / 0T 740SC / 001228

GEDIS E COGEN

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a. a política comercial dos energéticos (fortemente influenciada pelo

Governo) que inclui: preços e tarifas, reajustes e forma de contratação, a cultura técnica das Distribuidoras, sua postura competitiva diante do mercado, a qualidade de sua prestação de serviços

b. a segurança de abastecimento ligada às fontes de suprimento e

infraestruturas de produção, transporte e distribuição e às políticas de investimentos das Distribuidoras e Transportadoras dos combustíveis que dependem, principalmente, no caso do GN e do etanol, das ações do agente majoritário do mercado (Petrobrás)

c. as questões regulatórias e a segurança jurídica dos contratos

(combustíveis, GN, energia elétrica, meio ambiente) definidas pelas Agências e Órgãos Reguladores (Aneel, ANP, EPE, Ibama).

A seguir alguns dos principais fatores que condicionam as decisões empresariais e a atratividade e o retorno econômico dos investimentos em cogeração: Aspectos técnicos

o Eficiência dos equipamentos de produção de eletricidade e calor

o Demandas térmicas e elétricas e relação entre as mesmas

o Curvas e fatores de cargas térmicas e elétricas o Custos evitados e potencial de receitas com a venda de energia

o Disponibilidade e acessibilidade dos combustíveis

o Segurança e Qualidade da Energia

Aspectos econômicos

o Preços de mercado da energia elétrica o Preços dos combustíveis o Custo do Capital o Custo do Equipamento

o

A cogeração responde hoje, no Brasil, por pouco mais de 2% da potência elétrica instalada segundo as dados atualizados da ANEEL conforme tabelas seguintes:

4

Termelétricas com Cogeração Qualificada no Brasil – Tabela 1

Termelétricas com Cogeração

Tipo Quantidade Potência Outorgada (kW) %

Construção não iniciada 5 17.346 0,66

Construção 1 7.902 0,3

Operação 77 2.622.297 99,05

Total 83 2.647.545 100

Potência Elétrica instalada no Brasil (2014)

Empreendimentos em Operação

Tipo Quantidade Potência Outorgada

(kW) Potência Fiscalizada

(kW) %

CGH 474 291.832 293.233 0,22

EOL 193 4.224.434 4.144.138 3,15

PCH 469 4.713.430 4.677.132 3,55

UFV 220 18.699 14.613 0,01

UHE 199 87.011.765 83.075.078 63,09

UTE 1.871 39.226.148 37.485.316 28,47

UTN 2 1.990.000 1.990.000 1,51

Total 3.428 137.476.308 131.679.510 100

A tabela 2 compilada pela IEA (Agência Internacional de Energia) fornece uma estimativa da capacidade atual instalada (MW) de Cogeração num total de 330.000 MW nos países listados a seguir: Tabela 2

Gráfico 2 - Participação (%) da Cogeração na capacidade total de geração atual dos paises do G8 + 5 segundo a IEA

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Em termos absolutos os EUA (84707 MW), Rússia (65100 MW), China (28.153 MW), Alemanha 20840 MW) e Índia 10012 MW) lideram o ranking mundial em termos de capacidade instalada de cogeração. Já no que concerne à penetração da cogeração a maior participação relativa no total da geração de energia elétrica cabe respectivamente à Rússia, China e Alemanha. Os EUA e a Itália se aproximam com cerca de 10% do total.

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Gráfico 3 - Capacidade de Cogeração atual e projetada (GW) de vários países

No que tange ao potencial futuro da cogeração, segundo as mesmas projeções da AIE, China, Índia, Rússia e EUA alcançariam os maiores valores de capacidade de cogeração em 2030. O Brasil poderia atingir uma capacidade instalada da ordem de 15.000 MW até 2030 com ênfase no setor sucro-alcooleiro.

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Gráfico 4 – Previsão da participação relativa (%) da Cogeração nos países do G8 + 5 para 2015 e 2030

Em 2030 o Brasil teria então uma penetração da cogeração, segundo a AIE em torno de 17% do total da sua capacidade instalada de geração de energia elétrica contribuindo para uma maior eficiência energética do setor, um menor custo da energia elétrica no pais e uma sensível redução das emissões dos gases do efeito estufa..

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Aspectos Tecnológicos Faixas de Aplicação da Cogeração na Indústria A aplicabilidade e o dimensionamento da Cogeração nas indústrias variam de acordo com os fatores de Eletricidade/Vapor e Temperatura de processo de cada tipo de indústria, visualizadas no gráfico seguinte. Gráfico 5 - Fatores eletricidade/calor e temperaturas de processos industriais

Eficiência dos equipamentos de produção de eletricidade e calor O Gráfico 6 fornece uma indicação do rendimento percentual, das diferentes tecnologias de geração, no uso da energia primária empregada. Observe-se que a cogeração pode atingir uma faixa de até 90% de rendimento contra 55%-60% das mais eficientes usinas térmicas a ciclo combinado, mas isto implica

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condições especiais de operação, eliminação de perdas e utilização máxima do calor e eletricidade produzidos. Gráfico 6 – Rendimentos na conversão de energia primária

No Gráfico 7 estão ilustrados os fluxos energéticos de uma planta de cogeração que utiliza uma turbina a GN, em ciclo simples, com rendimento de 30% na produção de eletricidade (Ee=30), acoplada a uma caldeira de

recuperação dos gases de exaustão (Q=70) com rendimento de =80%, para produção de vapor de processo (Et=56), relação E/V=0,54, comparada com uma planta convencional que produz, separadamente, energia elétrica (E=30)

com um motor a GN, rendimento de =40% e a “commodity calor” (Q), de

menor preço, em caldeira convencional a GN, com rendimento de =90%.

Comparação de eficiências entre as Tecnologias de Geração

Market Intelligence / Distributed Power / 0T 740SC / 001228

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Gráfico 7 – Comparação de rendimentos da cogeração x sistemas convencionais de produção de eletricidade e calor

O rendimento da energia útil, em relação à energia consumida, alcança 86% na Cogeração contra 63% na produção convencional de energia e vapor obtidos em equipamentos operados separadamente:

Cogeração

Convencional

Rendimento (?) = E útil / E consumida

Cogeração :

Convencional :

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A taxa de economia de combustível proporcionada pela cogeração em comparação com o sistema convencional alcança 27% com a utilização do calor contido nos gases quentes (500o C) de exaustão da turbina através de uma caldeira de recuperação que trabalhe com rendimento de 80%, conforme cálculo seguinte: Taxa de Economia de Combustível (TEC)TEC = (Ec.conv. – Ec) / Ec.conv. TEC = 137.22 – 100 = 27% 137.22 Demandas térmicas e elétricas e relação entre as mesmas

A eficiência elétrica ( E) das turbinas a GN, ou seja, a parcela de energia

transformada em eletricidade nas plantas de cogeração pode variar de 20% a 40%

ao passo que o calor recuperado ( Q) pode atingir 55% a 68%, com eficiência

energética total de até = 86 %. Por essa razão, a utilização das turbinas é recomendada quando as demandas de vapor ou água quente são elevadas e os

fatores E / Q, ou E/V (eletricidade/vapor) são relativamente baixos, como no exemplo abaixo:.100 unidades de GN produzem 56+30=86 unidades de energia útil. Gráfico 8 -

Cogeração com Turbina a Gás

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Comparadas com os motores a GN, as turbinas a GN são adequadas para produção de vapor de maior qualificação – p.ex. 110bar/525o C - com a pós-combustão dos gases de exaustão em atmosfera rica de oxigênio. Já as turbinas a vapor produzem um elevado volume de calor e uma pequena

parcela de eletricidade E (15 a 25%) e são adequadas para usos específicos como nas usinas do setor sucro-alcooleiro. Gráfico 9 - Parâmetros de Projeto da Cogeração com Turbina a GN

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A cogeração com motores a GN permite a produção de um maior volume de

eletricidade: E =35 a 40% e uma recuperação de calor: Q = 50%, dividida em cerca de 20%, a partir dos gases de exaustão (resfriamento de 500oC até 120oC,

=70%) e 30%, da água de refrigeração e óleo de lubrificação (100oC e =100%), com eficiência térmica global da energia primária de até 88%. A utilização de motores a GN é recomendada para plantas de cogeração com

elevados fatores E / Q e cargas elétricas relativamente importantes, como no exemplo do Gráfico 10, seguinte. Sendo a eletricidade a parte “nobre” da energia, por poder ser transformada em outras modalidades: iluminação, força motriz, calor, etc., sua participação deve ser maximizada, pois a maior parte das economias possíveis de energia primaria através da cogeração advém de altos

fatores E / Q associados a elevados rendimentos térmicos globais. Gráfico 10 – Cogeração com motor a Gás Natural

Topping cycle - Motores

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Gráfico 11 - Parâmetros de projeto da cogeração com motores a GN

Sistemas de Cogeração (valores médios)Sistemas de Cogeração (valores médios)

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Segurança e Qualidade da Energia Com o aumento da utilização de equipamentos eletrônicos, como micro computadores, reatores eletrônicos de lâmpadas de descarga, conversores de frequência para controle de velocidade de motores, etc., as linhas de distribuição da concessionária estão sujeitas aos efeitos destes equipamentos, como a produção de harmônicas que distorcem a forma de onda da eletricidade fornecida. Os sistemas de cogeração são instalados na unidade consumidora ou muito próximo a ela, no caso de cogeração distribuída, minimizando o efeito destes problemas na rede de distribuição de eletricidade. Também deve ser considerada eliminação das micro interrupções no fornecimento (flickers) do sistema elétrico, por vezes imperceptíveis em algumas instalações, mas altamente nocivas em empresas que possuem processo de produção sensível a esse tipo de problema. Por definição, o fornecimento de energia deve ocorrer sem interrupções, com frequência constante, 60Hz, tensão constante, uma perfeita forma de onda senoidal e no caso de sistemas trifásicos, com perfeita simetria e defasagem (120°). Porém, devido às variações de cargas dos consumidores, derivadas da operação conjunta de inúmeros equipamentos eletrônicos, entradas e saídas de motores, além de ocorrências intempestivas, podem surgir interferências eletromagnéticas que causam graves distorções na forma de onda. Em geral, os maiores distúrbios no fornecimento de energia podem ser classificados em: 1. Ruídos (Spikes) São ruídos de alta frequência que aparecem na rede, provenientes de interferências eletromagnéticas (EMI) ou de radiofrequências (RFI). Podem ser aleatórios ou não e de amplitude variável. 2. Subtensão (Sag) e Sobretensão (Swell) Sag – decréscimo entre 0,1 e 0,9 de VNOM , frequência nominal com duração entre 0,5 e 1 minuto. Swell – acréscimo entre 0,1 e 0,9 de VNOM , frequência nominal com duração entre 0,5 e 1 minuto. 3. Componentes Harmônicas Ocorrem quando a tensão ou a corrente, em determinado ponto da rede elétrica, apresenta componentes múltiplos da frequência fundamental (60Hz).

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4. Tensão Residual entre Terra e Neutro Ocorre quando:

A instalação está com um aterramento de má qualidade (resistência de terra maior que 10 ohms;)

Quando existe corrente circulando pelo neutro da instalação (desbalanceamento da rede trifásica ou corrente com grande componente harmônica).

5. Falta de Energia Os problemas com um “blackout” não acontecem no momento em que a energia é interrompida e sim quando ela retorna. Tabela 3

EFEITO DOS DISTÚRBIOS EM CARGAS SENSÍVEIS

DISTÚRBIO

SAG PULSO (2VN)

PULSO (4VN)

BLACKOUT TENSÃO

N/T SPIKES

SOBRE-TENSÃO

PR

OB

LE

MA

Queima de placas

SIM SIM SIM

Perda de Memória

SIM SIM SIM

Falha das Chaves

Estáticas SIM SIM

Interrupção do processo

SIM SIM SIM SIM SIM SIM

Queima de Equipamento

SIM SIM SIM SIM

Reset/Reboot SIM SIM SIM

“Trava” o sistema

SIM SIM SIM

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Aspectos econômicos Segundo os estudos da IEA (AIE) Agência Internacional de Energia, os custos estimados da cogeração nos EUA previstos para 2015 e 2030 incluindo T&D (transmissão e distribuição), Geração, Combustível e O&M (Operação e Manutenção) são da ordem de US$ 100/MWh, ou US$ 75/MWh sem T&D (conforme gráfico seguinte) que é praticamente o preço médio atual da eletricidade industrial nos EUA (EIA): Gráfico 12 – Custos da Cogeração nos EUA

As premissas utilizadas pela IEA no estudo de custos da cogeração foram: Investimento de Capital na Cogeração: GN = US$ 1.534/kW - Carvão = US$ 2.766/kW – Biomassa = US$ 1.750/kW Taxa de retorno: 10% Período: 20 anos Custo de transmissão = 0 Custo da distribuição: US$ 804/kW Outros dados: WEO e Electricity Information da IEA Em anexo foram incluídos ábaco da Cogen para avaliação preliminar de custos da cogeração na Europa e exemplos de casos sobre retorno dos investimentos na cogeração com turbina e motores a GN nos EUA,

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Preços da Energia no Brasil

GNV (gás natural veicular) US$ 13/22/MMBtu R$ 1,16/1,83/m³ GN Industrial (300Mm³/mês) -SP US$ 22/MMBtu R$ 1,80/m³ GLP (gás liquefeito de petróleo) US$ 32/MMBtu R$ 42,61/13 kg Diesel US$ 32/MMBtu R$ 2,491/l Diesel S10 US$ 34/MMBtu R$ 2,596/l Gasolina US$ 42/MMBtu R$ 2,955/l Etanol hidratado US$ 45/MMBtu R$ 2,074/l Gás Natural resid. canalizado SP US$ 60/MMBtu R$ 5,038/m³ kWh residencial SP US$ 44/MMBtu R$ 0,3446/kWh kWh médio Brasil (Aneel) (10/2014) US$ 43/MMBtu R$ 339,46/MWH

kWh industrial (Aneel) 10/2014 US$ 36/kWh R$ 276,69/MWh

Preços médios nos EUA em junho/2014 :

Gasolina US$ 31/MMBtu

Diesel US$ 33/MMBtu

Eletricidade Industrial (07/2014)(EIA) US$ 23/MMBtu US$ 74.90/MWh

Gás Natural US$ 4,41/MMBtu

Etanol US$ 27/MMBtu

O que se observa do quadro acima é que os preços da energia no Brasil são em geral, demasiadamente elevados se comparados com outros países e se constituem como um dos fatores principais da falta de competitividade da indústria e do baixo crescimento do pais. Em nenhum momento se fala em reduzir custos de produção, diminuição de impostos, aumento da produtividade, revisão do modelo de exploração do gás natural ou atualização da cadeia produtiva do etanol. As alternativas disponíveis para reduzi-los não parecem muito promissoras. No setor de energia elétrica, o abandono das centrais hidrelétricas com reservatório que são a nossa maior vantagem competitiva, em termos de custo e de segurança de abastecimento, acarretará a necessidade de maior quantidade de usinas térmicas (GN, carvão, nuclear, petróleo) para garantir a energia firme que não pode ser suprida pelas usinas intermitentes (eólicas, solares) ou sazonais (a fio d’água, biomassa, etc.) com o consequente aumento de custo da energia. Análise das variáveis de Custos da Energia de Cogeração no Brasil Como vimos acima os custos da cogeração dependem dos modos de utilizá-la para cobertura das curvas de demanda de eletricidade e calor (visualizadas nos gráficos seguintes), da relação entre as mesmas, dos fatores de carga anuais consequentes, dos custos de capital, combustíveis, operação & manutenção dos sistemas.

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Grafico 13 – Modo de operação – Balanço de energia comprada e de cogeração Exemplos de demandas mensais de eletricidade e vapor Cogeração de pico em dias de semana

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Gráfico 14 – Modos de operação da Cogeração Cogeração de base continua Importação e exportação

Cogeração interruptível

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Gráfico 15 – Curvas de Duração anuais

Cogeração - Curva de Duração Anual

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Custos da Cogeração Para efeito comparativo a tabela seguinte apresenta os dados do custo de cogeração de eletricidade em US$/MWh para diferentes custos de capital, fatores de carga, taxas de retorno, rendimentos térmicos e preços dos combustíveis competitivos. Dado o alto custo do GN no Brasil a tabela é aplicável apenas à cogeração com biomassa (bagaço de cana e similares) cujos custos se situam num intervalo compatível com os preços do GN nos EUA (US$ 2,58/MMBtu a .US$ 6.00/MMBtu). Tabela 4 – Custos da Cogeração

CUSTOS DA COGERAÇÃO - US$/MWh - Custos do Capital 15%a.a. Amort.30 a Pg. 1/2

Tipo de Combustível/Usina > Gás Gás Gás Gás Gás Gás Gás Gás Gás Gás Gás Gás Gás Gás Gás

Coger. Coger. Coger. Coger. Coger. Coger. Coger. Coger. Coger. Coger. Coger. Coger. Coger. Coger. Coger.

Preço Combustível-US$/MMBtu> 2,58 2,58 2,58 3,00 3,00 3,00 4,00 4,00 4,00 5,00 5,00 5,00 6,00 6,00 6,00

Rendimento térmico>>>>>>>>>>> 0,65 0,75 0,85 0,65 0,75 0,85 0,65 0,75 0,85 0,65 0,75 0,85 0,65 0,75 0,85Oper.&Manut.-US$/MWh>>> 4,11 4,11 4,11 4,11 4,11 4,11 4,11 4,11 4,11 4,11 4,11 4,11 4,11 4,11 4,11

C.Capital->>>> 10% 12% 15% Coger. Coger. Coger. Coger. Coger. Coger. Coger. Coger. Coger. Coger. Coger. Coger. Coger. Coger. Coger.

US$/ US$/ US$/ US$/ US$/ US$/ US$/ US$/ US$/ US$/ US$/ US$/ US$/ US$/ US$/ US$/ US$/ US$/

US$/kW F.C. MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh

2500 0,40 71 86 107 125 123 121 127 125 123 132 129 127 137 134 131 142 138 135

2500 0,50 57 68 86 103 101 100 105 103 102 111 108 106 116 112 110 121 117 114

2500 0,60 48 57 71 89 87 86 91 89 87 96 94 91 102 98 95 107 103 99

2500 0,70 41 49 61 79 77 76 81 79 77 86 83 81 91 88 85 97 92 89

2500 0,80 36 43 53 71 69 68 73 71 70 79 76 74 84 80 78 89 85 82

2000 0,40 57 68 86 103 101 100 105 103 102 111 108 106 116 112 110 121 117 114

2000 0,50 46 55 68 86 84 83 88 86 85 94 91 89 99 95 93 104 100 97

2000 0,60 38 46 57 75 73 71 77 75 73 82 79 77 87 84 81 93 88 85

2000 0,70 33 39 49 67 65 63 69 67 65 74 71 69 79 76 73 84 80 77

2000 0,80 29 34 43 60 59 57 63 61 59 68 65 63 73 70 67 78 74 71

1500 0,40 43 51 64 82 80 79 84 82 80 89 86 84 94 91 88 100 96 92

1500 0,50 34 41 51 69 67 66 71 69 67 76 74 71 82 78 75 87 83 80

1500 0,60 29 34 43 60 59 57 63 61 59 68 65 63 73 70 67 78 74 71

1500 0,70 24 29 37 54 52 51 57 54 53 62 59 57 67 64 61 72 68 65

1500 0,80 21 26 32 50 48 47 52 50 48 57 54 52 62 59 56 68 63 60

1000 0,40 29 34 43 60 59 57 63 61 59 68 65 63 73 70 67 78 74 71

1000 0,50 23 27 34 52 50 49 54 52 50 59 57 54 65 61 58 70 66 62

1000 0,60 19 23 29 46 44 43 48 46 45 54 51 49 59 55 53 64 60 57

1000 0,70 16 20 24 42 40 39 44 42 41 50 47 45 55 51 49 60 56 53

1000 0,80 14 17 21 39 37 36 41 39 38 46 44 42 52 48 46 57 53 50

900 0,40 26 31 38 56 54 53 58 56 55 64 61 59 69 65 63 74 70 67

900 0,50 21 25 31 48 47 45 51 49 47 56 53 51 61 58 55 66 62 59

900 0,60 17 21 26 43 42 40 46 43 42 51 48 46 56 53 50 61 57 54

900 0,70 15 18 22 40 38 36 42 40 38 47 44 42 52 49 46 58 53 50

900 0,80 13 15 19 37 35 34 39 37 35 44 42 39 50 46 43 55 51 47

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Os custos apresentados na tabela incluem três parcelas distintas: custo de capital, para valores médios de capital em US$ variando de US$

2.500/kW a US$ 900/kW , taxa de 15% a.a.(inclusive juros durante a construção) - prazo de amortização de 30 anos e fatores de utilização de 0,4 a 0,8 (3.500 a 7.000 horas/ano) . A título de subsídio foram incluídas também as parcelas de custo de capital calculadas com taxas de 12% a.a. e 10% a.a., respectivamente.

parcela de custo de combustível, para um intervalo de preços do GN, em

US$/MMBtu, variando de US$ 2,58 a US$ 6.00 e rendimentos térmicos globais de 65%, 75% e 85%.

parcela de custo de manutenção médio de US$ 4,11/MWh fixo para todas

as hipóteses, segundo dados Electrical Engineers Handbook . Os valores hachurados correspondem a plantas, preços de GN e configurações de cogeração que apresentam competitividade dentro do setor industrial com custos do MWh equivalente, inferiores a US$ 50,00. Os valores acima desse limite poderiam ser competitivos nos Setores Comercial e Residencial ou em eventuais utilizações que permitam uma ulterior otimização da eficiência da energia primária consumida como: “ilhas” ou bancos de energia de backup, de ponta e de confiabilidade, na produção de frio, industrial ou distrital para grupos de edifícios residenciais (comum na Europa e EUA e já em uso experimental no Rio de Janeiro), em esquemas de tri-geração, através de ”chillers” a vapor ou água quente residual ou onde existam possibilidades de evitar custos de capital oriundos de restrições de geração ou transmissão. Além desses, outros usos podem ser atribuídos à cogeração, como instrumento eficiente de transformação de energia e participante ativo da cadeia de valor hidro-térmica e do círculo “virtuoso” de otimização dos recursos naturais do país. É o caso da mitigação dos riscos oriundos da sazonalidade das fontes renováveis, da intermitência das energias eólica e solar, do incremento da energia “firme” das hidrelétricas, da estocagem hidro-térmica e da administração dos recursos hídricos para atendimento de outras necessidades: água para uso das populações urbanas, água para irrigação das regiões do semiárido, tornadas urgentes e indispensáveis hoje ou como nos períodos de secas que periodicamente assolam o pais.. Deve-se observar que os valores apresentados correspondem a custos médios, de acordo com as premissas estabelecidas, servindo como avaliação preliminar da competitividade da cogeração em condições usuais, não representando uma recomendação de investimento para projetos específicos, que devem ser estudados caso a caso, com a consideração de todas as variáveis envolvidas

24

localmente, tipos de processo, perfil típico, consumos líquidos, curvas de duração e balanço energético de cada planta em particular. Os Gráficos seguintes permitem visualizar a sensibilidade dos custos de geração em função do fator de carga anual, para diferentes custos de capital, preços do

GN e rendimentos térmicos globais das plantas, a saber: =65%, =75% e

=85%, respectivamente. Em geral, a duplicação do Fator de Carga ou a redução pela metade, dos investimentos da planta de cogeração, conduzem a diminuições do custo do MWh gerado da ordem de 30% a 40%, pela importância relativa dos custos de capital em relação aos demais custos de operação: combustível (GN) e manutenção. Análise de sensibilidade

Gráfico 16 – Análise de sensibilidade – US$/MWh x F.C - =65%

Custo de Cogeração x Fator de CargaPara diferentes Investimentos (US$/kW) e Preços de GN(US$/MMBtu) - rendimento térmico = 65%

30

35

40

45

50

55

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30

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50

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00

50

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00

30

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00

70

00

30

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50

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00

Fc (Horas/ano)

US

$/M

Wh

US$2,58/MMBtu

US$3,00MMBtu

US$4,00/MMBtu

US$5,00/MMBtu

US$6,00/MMBtu

US$2500/kW

US$2250/kW

US$2000/kW

US$1750/kW

US1500/kW

US$1250/kW

US$1000/kW

US$800/kW

US$700/kW

US$600/kW

25

Gráfico 17 – Análise de sensibilidade – US$/MWh x F.C - =75%

Gráfico 18 – Análise de sensibilidade – US$/MWh x F.C - =85%

Custo de Cogeração x Fator de CargaPara diferentes Investimentos (US$/kW) e Preços de GN(US$/MMBtu) - rendimento térmico = 75%

25

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35

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60

65

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3000

5000

7000

3000

5000

7000

3000

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7000

3000

5000

7000

3000

5000

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3000

5000

7000

3000

5000

7000

3000

5000

7000

3000

5000

7000

Fc (Horas/ano)

US

$/M

Wh

US$2,58/MMBtu

US$3,00MMBtu

US$4,00/MMBtu

US$5,00/MMBtu

US$6,00/MMBtu

US$2500/kW

US$2250/kW

US$2000/kW

US$1750/kW

US$800/kW

US$1500/kW

US$1250/kW

US$1000/kW

US$700/kW

US$600/kW

Custo de Cogeração x Fator de CargaPara diferentes Investimentos (US$/kW) e Preços de GN(US$/MMBtu) - rendimento térmico = 85%

25

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3000

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7000

3000

5000

7000

3000

5000

7000

3000

5000

7000

3000

5000

7000

3000

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7000

3000

5000

7000

3000

5000

7000

3000

5000

7000

Fc (Horas/ano)

US

$/M

Wh

US$2,58/MMBtu

US$3,00MMBtu

US$4,00/MMBtu

US$5,00/MMBtu

US$6,00/MMBtu

US$2250/kW

US$2000/kW

US$2500/kW

US$700/kW

US$800/kW

US$1000/kW

US$1250/kW

US$1750/kW

US$1500/kW

US$600/kW

26

Os Gráficos seguintes permitem visualizar a sensibilidade dos custos de geração em função dos preços do GN, para diferentes custos de capital, fatores de carga anuais (0,4 – 0,6 - 0,8) e rendimentos térmicos globais das plantas, a saber:

=65%, =75% e =85%, respectivamente. Em geral, a redução do custo de GN pela metade (de US$ 6,00/MMBtu para US$ 3,00/MMBtu) conduz a reduções do custo do MWh gerado da ordem de 20 a 25%. Gráfico 19 - Análise de sensibilidade – US$/MWh x Preço do GN - F.C. 0,4

Gráfico 20 - Análise de sensibilidade – US$/MWh x Preço do GN - F.C. 0,6

Custo da Cogeração X Preço do GN Para Diferentes Investimentos (I- US$/kW) e Rendimentos Térmicos (η)- Fc = 0,4

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2,58 3,00 4,00 5,00 6,00 2,58 3,00 4,00 5,00 6,00 2,58 3,00 4,00 5,00 6,00

Combustível - US$/MMBtu

En

erg

ia -

US

$/M

Wh

2500 2250 2000 1750 1500 1250 1000 900 800 700 600

η=65% η=85%η=75%

Investimentos

Custo da Cogeração X Preço do GN Para Diferentes Investimentos (I- US$/kW) e Rendimentos Térmicos (η)- Fc = 0,6

30

35

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105

110

2,58 3,00 4,00 5,00 6,00 2,58 3,00 4,00 5,00 6,00 2,58 3,00 4,00 5,00 6,00

Combustível - US$/MMBtu

En

erg

ia -

US

$/M

Wh

2500 2250 2000 1750 1500 1250 1000 900 800 700 600

η=65% η=85%η=75%

Investimentos

27

Gráfico 21 - Análise de sensibilidade – US$/MWh x Preço do GN - F.C. 0,8

Custo da Cogeração X Preço do GN Para Diferentes Investimentos (I- US$/kW) e Rendimentos Térmicos (η)- Fc = 0,8

25

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2,58 3,00 4,00 5,00 6,00 2,58 3,00 4,00 5,00 6,00 2,58 3,00 4,00 5,00 6,00

Combustível - US$/MMBtu

En

erg

ia -

US

$/M

Wh

2500 2250 2000 1750 1500 1250 1000 900 800 700 600

η=65% η=85%η=75%

Investimentos

O Gráfico 22, seguinte estabelece uma comparação entre o custo de energia firme do MWh hidrelétrico, nas suas faixas usuais de operação (F.C.= 0,51 -0,55) com o MWh térmico de UTE’s a ciclo combinado ou plantas de cogeração, em condições otimizadas de despacho, (F.C. = 0,70 – 0,85) demonstrando, nessas condições, a sua competitividade relativa. O Gráfico permite identificar também o volume menor de investimentos requerido pelo MWh térmico, que em muitos casos pode chegar a uma relação de 1:4 em comparação com o MWh firme, hidrelétrico, em função da sasonalidade das afluências nos respectivos reservatórios que obriga duplicar a potência com um investimento de capital maior por MW instalado nas usinas hidrelétricas, sugerindo uma combinação entre ambas para uma maior segurança de abastecimento.

28

Gráfico 22 - Análise de sensibilidade – US$/MWh x F.C – Hidro/C.C./Cogen

CC- Ciclo Combinado (n=55% / H-hidrelétrica / Cogen - Cogeração(n=85%)

Competitividade - UHE x UTE x Cogen - Energia FirmeGNCC=US$2,58/MMBtu - GNCogen=US$3,00/MMBtu

20,0

22,0

24,0

26,0

28,0

30,0

32,0

34,0

36,0

38,0

40,0

42,0

44,0

46,0

48,0

0,50 0,60 0,70 0,80 0,90Fc - Fator de carga anual

US

$/M

Wh

1200-H

1100-H

1000-H

800-CC

700-CC

600-CC

800-Cogen

700-Cogen

600-Cogen

Investimentos

US$/kW

Faixa de Operação de

Hidrelétricas

0,50 - 0,55

Faixa de Operação de

Termelétricas

0,75 - 0,80

Faixa de Operação

de Cogeração

0,80 - 0,85

29

ANEXO I - Ábaco para o Cálculo do “Pay-Back” do Investimento (anos)

30

Anexo II – Retorno dos Investimentos – Exemplo Tabela 5 - Subconjunto de dados Técnicos de Turbina a GN em Sistema de Cogeração

Tabela 6 – Dados técnicos de Motores a GN em plantas de Cogeração

Bruta Perdas Líquida

ºF MW MW MW 100% 90% 80% 70% 60% 50% 100% 90% 80% 70% 60% 50%

50 (10ºC) 4,94 0,02 4,92 12,72 13,55 14,38 15,21 16,04 16,87 4,23 4,73 5,23 5,73 6,23 6,73

51 4,92 0,02 4,90 12,73 13,56 14,39 15,23 16,06 16,89 4,23 4,73 5,23 5,73 6,23 6,73

52 4,90 0,02 4,88 12,74 13,58 14,41 15,25 16,08 16,91 4,23 4,73 5,23 5,73 6,23 6,73

53 4,89 0,02 4,87 12,76 13,59 14,43 15,26 16,10 16,94 4,23 4,73 5,23 5,72 6,22 6,72

54 4,87 0,02 4,85 12,77 13,61 14,45 15,28 16,12 16,96 4,22 4,72 5,22 5,72 6,22 6,72

55 4,85 0,02 4,83 12,79 13,62 14,46 15,30 16,14 16,98 4,22 4,72 5,22 5,72 6,22 6,72

56 4,83 0,02 4,81 12,80 13,64 14,48 15,32 16,16 17,00 4,22 4,72 5,22 5,72 6,22 6,72

57 4,81 0,02 4,79 12,81 13,66 14,50 15,34 16,18 17,03 4,21 4,71 5,22 5,72 6,22 6,72

58 4,79 0,02 4,77 12,83 13,67 14,52 15,36 16,21 17,05 4,21 4,71 5,21 5,71 6,22 6,72

59 4,77 0,02 4,75 12,85 13,69 14,53 15,38 16,23 17,07 4,21 4,71 5,21 5,71 6,21 6,71

60 (15ºC) 4,75 0,02 4,73 12,85 13,70 14,55 15,40 16,25 17,10 4,21 4,71 5,21 5,71 6,21 6,71

Fator de Carga (%)

Produção de Vapor (Mlb/MWh)Temperat.

Ambiental

Potência Elétrica Taxa de Consumo Combustível (MMBtu/MWh)

Fator de Carga (%)

ITEM CUSTO (US$) % %

Turbinas - 3 x 4,8 MW 9.978.000,00 72% 72%

SE Elétrica 390.000,00 3%

Obras Civis 701.000,00 5%

Serviços de Projeto e Construção 270.000,00 2%

Despesas Gerais e Lucro 2.214.000,00 16%

Imprevistos 398.000,00 3%

Total 13.951.000,00 100% 100%

13.951.000/14.400 = US$ 969/kW

28%

Tabela 26-14 - Resumo dos custos de capital para planta de cogeração c/ turbinas a GN - Sistema de Cogeração

Bruto Perda Líquido

ºF MW MW MW 100 90 80 70 60 50 100 90 80 70 60 50

50 (10ºC) 6,53 0,13 6,40 9,28 9,42 9,57 9,84 10,23 10,63 2,73 2,76 2,79 2,82 2,85 2,88

60 (15ºC) 6,53 0,13 6,40 9,28 9,42 9,57 9,84 10,23 10,63 2,73 2,76 2,79 2,82 2,85 2,88

Nível de Carga (%)

Temperat.

Ambiente

Capacidade Elétrica Taxa de Combustível (MMBtu/MWh)

Nível de Carga (%)

Capacidade Vapor (Mlb/MWh)

ITEM CUSTO (US$) % %

Motor a GN - 2 x 6,6 MW 10.820.000,00 70,6% 70,6%

SE Elétrica 320.000,00 2,1%

Obras Civis 701.000,00 4,6%

Sistema de Água Quente 288.000,00 1,9%

Projeto e Serviços de Construção 330.000,00 2,2%

Despesas Gerais e Lucro 2.426.000,00 15,8%

Imprevistos 437.000,00 2,9%

Total 15.322.000,00 100,0% 100,0%

15.322.000/13.200= US$ 1161/kW

29,4%

31

TABELA 7 – Extrato de simulação de despacho anual em intervalos de 4 horas

Tabela 8 – Dados de Custo Anual do Caso Básico

Tabela 9 – Dados de Custo Anual da Solução com Turbinas a GN – 3 x 4,8 MW

Tabela 10 – Dados do Custo Anual da Solução com Motores a GN – 2 x 6,6 MW

Temperat. Eletricidade Vapor Eletricidade Vapor Gás Demanda Ponta Fora de Ponta Vapor Gás

ºF MW Mlb/hr MW Mlb/hr MMBtu MW MWh MWh Mlb/hr MMBtu

1/1 em 2:00 19 7,3 107,7 6,4 13,3 218 0,9 3,5 94,4 795

1/1 em 6:00 24 7,3 107,0 6,4 13,3 218 0,9 3,5 93,7 791

1/1 em 10:00 37 7,3 114,5 6,4 13,5 218 0,9 3,5 101,0 529

1/1 em 14:00 42 7,5 118,4 6,4 13,6 218 1,1 4,2 104,8 549

1/1 em 18:00 37 8,6 116,3 6,4 13,5 218 2,2 8,6 102,7 538

1/1 em 22:00 27 8,7 110,9 6,4 13,4 218 2,3 2,3 7,0 97,5 511

1/2 em 2:00 22 8,7 110,6 6,4 13,4 218 2,3 9,3 97,2 509

Prod. da Caldeira

Data/Hora

Cargas da Indústria Planta de Cogeração Compra da Distribuidora

Demanda Ponta Fora de Ponta Faturamento Manutenção Nox

MW MWh MWh Custo (US$) MW1 MWh Mlb/hr1 Mlb US$ MMBtu Custo (US$) Mlb/hr 1 Mlb Ib MMBtu Custo (US$)

Jan 1 13,4 3.600 4.900 454.812 - - - - - - - 176,1 99.986 128 130.417 423.855

Fev 2 13,9 3.171 4.660 415.274 - - - - - - - 179,4 84.053 - 109.730 356.622

Mar 3 14,3 3.752 5.486 490.117 - - - - - - - 159,5 90.914 - 118.739 385.901

Abr 4 14,1 3.648 5.088 466.091 - - - - - - - 156,2 83.023 - 108.510 352.657

Mai 5 14,7 3.542 5.166 462.197 - - - - - - - 131,8 71.132 - 93.168 302.798

Jun 6 14,0 3.751 4.867 463.733 - - - - - - - 126,2 66.225 - 86.786 282.053

Jul 7 15,5 2.804 3.414 337.128 - - - - - - - 114,1 37.498 - 50.104 162.838

Ago 8 14,1 3.579 5.249 468.255 - - - - - - - 107,4 61.022 - 80.071 260.232

Set 9 13,8 3.454 4.484 427.106 - - - - - - - 114,1 58.426 - 76.671 249.182

Out 10 12,7 3.333 4.607 424.122 - - - - - - - 126,2 73.508 - 96.255 312.830

Nov 11 12,6 2.945 4.442 390.542 - - - - - - - 162,8 71.205 - 93.192 302.873

Dez 12 13,9 3.469 4.785 440.999 - - - - - - - 166,1 89.635 - 117.083 380.520

TOTAL 41.048 57.148 5.240.376 - - - - - - - 886.627 128 1.160.726 3.772.361

Gás Natural

Caldeira

Vapor Gás Natural Vapor

Consumo de Distribuidora Planta de Cogeração

NúmeroMês Eletricidade

Demanda Ponta Fora de Ponta Faturamento Manutenção Nox

MW MWh MWh Custo (US$) MW1 MWh Mlb/hr1 Mlb US$ MMBtu Custo (US$) Mlb/hr 1 Mlb Ib MMBtu Custo (US$)

Jan 1 2,7 484 282 45.149 13,3 7.734 70,0 33.876 54.570 97.116 315.626 130,2 66.165 97 86.784 282.046

Fev 2 2,6 253 368 33.075 13,9 7.209 71,9 32.005 52.732 91.850 298.514 127,3 52.107 - 68.457 222.486

Mar 3 2,7 130 578 33.603 14,3 8.529 71,4 38.211 57.352 110.975 360.668 114,1 52.783 - 69.408 225.576

Abr 4 2,6 147 509 31.850 14,1 8.079 69,9 36.206 55.777 106.534 346.237 106,2 46.881 - 61.745 200.670

Mai 5 2,4 79 219 14.824 14,0 8.410 66,9 37.156 56.935 112.837 366.719 91,8 34.048 - 45.109 146.604

Jun 6 2,2 57 67 6.801 13,6 8.495 64,7 37.297 57.231 115.388 375.009 71,7 28.992 - 38.537 125.246

Jul 7 2,7 255 359 32.756 14,3 5.604 60,4 22.136 47.114 76.537 248.745 61,5 15.806 - 21.913 71.216

Ago 8 2,4 73 143 11.159 14,0 8.612 63,1 36.882 57.643 116.680 379.208 60,7 24.219 - 32.423 105.374

Set 9 2,5 90 339 20.670 13,7 7.509 65,3 33.170 53.780 101.294 329.207 65,8 25.318 - 33.887 110.134

Out 10 2,5 305 432 39.273 12,7 7.204 62,3 31.461 52.716 94.356 306.656 86,1 42.080 - 55.633 180.807

Nov 11 2,5 282 280 31.269 12,6 6.825 65,6 30.128 51.387 88.927 289.012 120,7 41.165 - 54.375 176.719

Dez 12 2,7 140 497 30.862 13,9 7.617 69,8 34.648 54.159 98.681 320.713 120,9 55.035 - 72.363 235.178

TOTAL 2.295 4.073 331.291 91.827 403.176 651.396 1.211.175 3.936.314 484.599 97 640.634 2.082.056

NúmeroMês Eletricidade

Distribuidora Planta de Cogeração

Gás Natural

Caldeira

Vapor Gás Natural Vapor

Demanda Ponta Fora de Ponta Faturamento Manutenção Nox

MW MWh MWh Custo (US$) MW1 MWh Mlb/hr1 Mlb US$ MMBtu Custo (US$) Mlb/hr 1 Mlb Ib MMBtu Custo (US$)

Jan 1 3,2 37 248 13.202 12,8 8.215 21,5 14.049 53.951 78.672 255.683 154,9 85.936 110 112.324 365.053

Fev 2 3,1 87 118 11.030 12,8 7.626 21,8 12.752 52.057 73.065 237.462 157,7 71.301 93.281 303.162

Mar 3 3,2 138 113 14.330 12,8 8.987 21,3 14.601 56.437 85.637 278.319 138,2 76.313 99.908 324.702

Abr 4 3,2 76 80 8.721 12,8 8.580 21,1 13.896 55.126 81.947 266.328 135,5 69.127 90.559 294.318

Mai 5 3,2 186 188 20.827 12,8 8.334 20,4 13.419 54.336 79.294 257.706 112,1 57.713 75.804 246.362

Jun 6 2,9 137 135 15.158 12,8 8.347 20,4 13.205 54.377 79.294 257.704 105,8 53.021 69.688 226.487

Jul 7 3,1 137 200 17.941 12,8 5.881 20,1 9.340 46.435 57.188 185.860 94 28.456 38.535 125.238

Ago 8 2,9 113 188 15.837 12,8 8.527 19,9 13.365 54.956 81.158 263.764 87,7 47.657 62.784 204.049

Set 9 3,2 51 84 7.167 12,8 7.802 20,0 12.485 52.624 74.753 242.946 94,6 45.941 60.535 196.737

Out 10 3,2 - 100 4.347 12,7 7.841 20,0 13.035 52.747 75.676 245.947 107,1 60.473 79.380 257.986

Nov 11 3,1 95 247 17.129 12,6 7.044 20,9 12.038 50.182 67.832 220.454 142,4 59.168 77.646 252.349

Dez 12 3,2 110 279 19.495 12,8 7.865 21,4 13.417 52.827 75.171 244.304 144,7 76.218 99.769 324.248

TOTAL 1.167 1.980 165.184 95.049 155.602 636.055 909.687 2.956.477 731.324 110 960.213 3.120.691

Mês Número

Distribuidora Planta de Cogeração Caldeira

Eletricidade Vapor Gás Natural Vapor Gás Natural

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Tabela 11 – Resumo do Desempenho Econômico – Caso Base

CasoCusto do Projeto

(US$)

Custo Anual de

Operação

(US$)

Econ. Líquida

(US$)

Tempo

Retorno

Investim.

(anos)

Base - 9.012.736 - -

GT-1 13.950.000 7.001.057 2.011.679 6,9

RE-1 15.320.000 6.878.409 2.134.327 7,2 Tabela 12 – Resumo do Desempenho Econômico – Análise de Sensibilidade 1

Tabela 13 – Resumo de Desempenho Econômico – Análise de Sensibilidade 2

CasoCusto do Projeto

(US$)

Custo Anual de

Operação

(US$)

Econ. Líquida

(US$)

Tempo

Retorno

Investim.

(anos)

Base - 9.012.736 - -

GT-1 14.625.000 7.071.535 1.941.327 7,5

RE-1 14.960.000 6.878.409 2.134.327 7,0

CasoCusto do Projeto

(US$)

Custo Anual de

Operação

(US$)

Econ. Líquida

(US$)

Tempo

Retorno

Investim.

(anos)

Base - 8.469.718 - -

GT-1 13.950.000 6.506.568 1.963.150 7,1

RE-1 14.960.000 6.570.592 1.899.126 7,9

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Conclusões

A biomassa é responsável, no Brasil por cerca de 25% da Oferta Interna de Energia (OIE) (2013) e junto com outras energias renováveis como a hidráulica, a eólica e a solar, deverão manter no próximo futuro, uma presença ponderável na matriz energética brasileira, da ordem de 40%. O etanol poderá ampliar a sua participação atual (16%), suprindo uma parcela considerável da demanda automotiva, como aditivo da gasolina e uso direto com as alternativas propiciadas pelos veículos “flex - fuel” se a produção de cana acompanhar o ritmo de consumo.

Os biocombustíveis de primeira geração, aí incluídos o biodiesel e o etanol de cana de açúcar, o biodiesel de materiais graxos de origem animal e ou vegetal (soja, dendê, canola, milho, girassol, mamona, palma e outros) estão em fase de pesquisa e introdução progressiva no país..

Várias entidades públicas e privadas estão envolvidas, tanto no Brasil como no exterior, na pesquisa e desenvolvimento dos biocombustíveis de segunda geração, como o etanol celulósico, que demandam menores quantidades de matéria prima e são adaptáveis a solos marginais de menor fertilidade e também no uso de derivados da cana de açúcar para a produção de plásticos biodegradáveis em substituição ao petróleo, como é o caso da Braskem que já lançou seus produtos no mercado. As primeiras usinas de etanol celulósico já entraram em funcionamento nos EUA e na Europa.

Como é sabido, os produtos de origem vegetal sequestram carbono da atmosfera durante a fase de crescimento através da fotossíntese e o seu balanço ambiental final quando da queima ou utilização, é positivo ou no mínimo, neutro. Por outro lado, o etanol a partir da cana-de-açúcar, tem um balanço energético do seu ciclo produtivo (energia injetada versus energia obtida) de 8 por 1 sendo cerca de 4 vezes superior ao de outros vegetais, como o milho, fato já reconhecido pelas autoridades americanas que dada a pouca competitividade e falta de produção do etanol brasileiro, retiraram os subsídios e barreiras que impediam a entrada do mesmo naquele mercado. (Ao contrário da lógica, o Brasil tornou-se hoje um importador líquido de etanol e de gasolina automotiva). Seus resíduos (bagaço e folhas) possuem um conteúdo energético que é duas vezes maior que o do caldo ora extraído, possibilitando a sua recuperação para produção da bio-eletricidade via sistemas de cogeração nas usinas, triplicando o aproveitamento energético da biomassa.

É um combustível que poderia agregar valor permanente à matriz energética nacional, mas que periodicamente entra em crise, como ocorre atualmente, seja por razões climáticas, pela falta de atualização tecnológica industrial, agrícola e administrativa do setor, bem como pela política errática de preços praticada pelo governo com o incentivo ao uso da gasolina que inviabiliza o setor sucro-alcooleiro como um todo e afeta o equilíbrio econômico-financeiro da Petrobrás e o próprio balanço de pagamento do pais.

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No caso da energia eólica o fato de serem investimentos modulares, com financiamentos favorecidos, contratos tipo “take or pay” de longo prazo, financiamentos favorecidos e pequena ingerência dos problemas ambientais, tem atraido investidores e provocado baixa nos preços de energia nos leilões efetuados recentemente, muito embora as questões de conexão ás redes, capacidade de reserva, investimentos adicionais em reforço da transmissão, área ocupada, fator de capacidade e confiabilidade de fornecimento não tenham sido devidamente equacionados em muitos casos. Em 2013 o parque eólico nacional atingiu uma capacidade instalada de 4.144 MW mas gerou 6,6 TWh (1,1% do total) ou seja, funcionou com um fator de capacidade f.c de apenas 18%.

O Brasil, para continuar crescendo a taxas razoáveis (4 a 5% a.a.), necessita de acréscimos de energia “firme” (valor médio anual) da ordem de 3.500 MW/ano. A EPE (Empresa de Pesquisa Energética do MME prevê no PDE 2023 – Plano Decenal de Expansão de Energia um acréscimo de potência instalada (e não de energia) de 63.300 MW, dividido em 28.200 MW em Usinas hidrelétricas, 17.000 MW em eólicas, 8.600 MW em outras (PCH, Biomassa, solar) e 9.500 MW em Fontes não renováveis. É a grande oportunidade para a cogeração especialmente como solução energética para o pais e econômica do setor sucro-alcooleiro .

No caso das usinas da Amazônia (Madeira, Belo Monte), com fator de capacidade de 40%, sem considerar os custos das longas e complexas linhas de transmissão, investe-se uma Itaipu para obter um terço da energia gerada pela mesma, pois as pressões ambientais impedem, mesmo com pleno respeito à lei, a construção de barragens que promovem a regulação plurianual dos reservatórios, garantindo o aumento da energia “firme” das usinas, a perenização dos cursos d’água, a navegação fluvial, o abastecimento das cidades, a piscicultura, as atividades turísticas, a prevenção de enchentes, evitando o desperdício e a esterilização dos recursos hídricos da nação.

As secas e enchentes que com certa frequência assolam a Amazônia, como as que ocorreram recentemente, causam vultosos prejuízos à economia local deixando inúmeras cidades sem abastecimento de bens de consumo e até de petróleo para geração de energia elétrica e afetam diretamente a vida das populações ribeirinhas que ficam sem meios de subsistência pelos baixos níveis dos rios que impedem a navegação e a própria pesca na região.

Além disso, a introdução na matriz elétrica brasileira de outras fontes renováveis sazonais (etanol, biomassa) ou intermitentes (eólicas, solar) demanda a presença crescente de fontes “firmes” de energia fóssil (óleo, gás natural, carvão ou nuclear) de maior custo e com o consequente passivo em termos de poluição e gases do efeito estufa (GEE). Essa necessidade de fontes fósseis, que não serão abandonadas tão cedo pela maioria dos países desenvolvidos, por uma questão de custos e de segurança energética e o fato do Brasil deter grandes reservas das mesmas, aponta para uma abordagem do uso desses energéticos com racionalidade econômica e ambiental, tendo presentes o desenvolvimento das novas tecnologias de redução dos poluentes (sequestro de carbono, disposição de rejeitos, aumento dos rendimentos, rapidez de posta em marcha, etc.).

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Em relação à energia nuclear embora a mesma não seja uma fonte renovável, ela pode ter tem um papel importante nas questões de segurança de abastecimento, independência energética e competitividade da economia, pois:

ela é a única não renovável que não emite os gases do efeito estufa e ainda hoje é reconhecida como uma fonte limpa e segura de energia, com uma experiência de mais de 12.000 anos/reator durante as últimas 5 décadas apesar do recente desastre de Fukushima

o preço da eletricidade de origem nuclear é considerado competitivo com outras fontes fósseis, especialmente se forem computados os custos ambientais embora os custos tenham subido consideravelmente, especialmente no Brasil e não há previsão de novas usinas no PDE -2023

em relação ás energias renováveis, suas vantagens, além da logística e custo favorável de abastecimento do pequeno volume de combustível utilizado, decorrem do alto fator de capacidade (acima de 90%) com que são operadas as usinas nucleares.

o Brasil possui grandes reservas de urânio, tem o domínio do ciclo de produção do combustível e possibilidades de penetrar o grande mercado externo que se abre para o mesmo.

No que se refere ao carvão, as grandes reservas existentes no Brasil tem sido subutilizadas em virtude dos custos econômicos e ambientais de exploração e dos preços do petróleo e energéticos concorrentes que frearam até agora, a incorporação das novas tecnologias para sua adequada utilização. O mesmo ocorre com o xisto betuminoso (gás de folhelho) que o Brasil possui grandes reservas e que nos EUA garantiu o abastecimento próprio a preços extremamente competitivos à sua indústria: US$ 4,50/MMBtu causando retomada de sua economia e uma verdadeira revolução nos mercados mundiais com baixa notável dos preços não só do GN mas também do petróleo.

As térmicas a carvão, licitadas nos últimos leilões de energia, empregam carvão importado como combustível, provavelmente por uma questão de logística e preço. Dada à celeuma levantada sobre a questão ambiental, o PDE 2023 aparentemente deixou de incorporar a previsão para a entrada de novas usinas a carvão mantendo estável a capacidade instalada de geração no país com este combustível fóssil em apenas 3.205 MW.

No tocante ao óleo combustível e em virtude do paradoxo da legislação ambiental que facilita o licenciamento das térmicas poluentes e dificulta a construção das hidrelétricas, houve a contratação, para entrada em operação a partir de 2010, de 5.484 MW de usinas com esse energético, no que seria uma evidente agressão à política ambiental. (A construção não foi iniciada, pois a empresa tornou-se inadimplente).

Isto se deve segundo alguns especialistas, aos equívocos de planejamento e à política comercial dos combustíveis no Brasil e à falta de coordenação entre os agentes do setor energético, sendo privilegiado o óleo combustível, poluente, em detrimento do gás natural menos agressivo que continua sendo e continuará a ser

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parcialmente importado e queimado e se tornará ainda mais abundante em função da exploração das reservas do pré-sal.

Política energética Mesmo com a descoberta das novas reservas de petróleo no pré-sal, o pais

deveria seguir com uma política energética com ênfase no MDL (Modelo de Desenvolvimento Limpo) com ações voltadas entre outras, para:

- incentivo às energias limpas, fixação de teto e taxação dos agentes emissores, prioridade à eficiência energética (cogeração na indústria e melhores rendimentos dos motores automotivos), e em lugar do incentivo ao transporte individual, apoio ao transporte coletivo e a outros modais de transporte como ferrovias e hidrovias.

- Manter e ampliar a presença na matriz energética das fontes primárias renováveis, com ênfase na biomassa, energia eólica e na utilização integral dos recursos hídricos, preservando a capacidade de armazenamento e a regulação plurianual dos reservatórios hidrelétricos;

- Fomento à cogeração na indústria sucro-alcooleira e sua efetiva conexão ao sistema interligado nacional (SIN);

- Complementação da oferta interna de energia com fontes não renováveis (óleo, gás natural, carvão, energia nuclear) exploradas com racionalidade econômica e ambiental;

- Assegurar os recursos necessários para que as empresas, agências e órgãos da administração direta do Estado efetuem o inventário e ofereçam à licitação, tempestivamente, os projetos licenciados de que o país necessita;

- Concentrar a atividade direta do Estado, na medida de sua capacidade de gerar recursos próprios, nas atividades que constituem monopólio da União (ciclo nuclear) e na implementação das parcerias público-privadas com foco na eficiência administrativa e na redução dos custos dos empreendimentos;

- Garantir a segurança jurídica aos contratos com o fortalecimento de Agências Reguladoras autônomas e capacitadas;

- Colocação em prática e efetuar a regulamentação do marco regulatório do gás natural para torná-lo uma “commodity” exportável e uma fonte confiável e barata de energia para a indústria e para o setor elétrico separando-a da política de exploração associada ao petróleo com abertura da exploração do gás de folhelho (xisto) para investidores privados;

- Revisão dos encargos setoriais, incentivos e impostos que gravam os preços da energia como resultado de maior controle e eficiência dos gastos públicos;

- Na área ambiental, eliminar a arbitragem ideológica, a burocratização e superposição de esferas de licenciamento, e a desnacionalização decisória monitorando a expansão do setor com vistas ao respeito à lei e ao uso eficiente das reservas energéticas do país.

C2ES – Center for Climate and Energy Solutions

http://www.c2es.org/docUploads/CogenerationCHP.pdf - IEA, DOE, ANEEL, ANP, EPE,