ESCOLA POLITÉCNICA DA UNIVERSIDADE DE SÃO PAULOseeds.usp.br/pir/arquivos/PF2002_RicardoFujii.pdf · Departamento de Engenharia de Energia e Automação Elétricas ESCOLA POLITÉCNICA

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


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.



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



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



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.



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.



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:



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.



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



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.



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



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



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.



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



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.



Figura 3.2: IDH em função do consumo de energia per capita



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.



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].



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



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

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te P

rude

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Cen

tral

Barre

tos

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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)



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



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;



- 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.


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:



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



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






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



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



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.


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;



- 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



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






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.



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.



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.



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




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



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.



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)




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



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






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



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



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.



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;



- 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..



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



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



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



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



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;



-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:



- 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.



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.



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.



(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



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.



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



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.



- 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



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)



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



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


Média 7,553 7,507 6,47 8,42 4,67 Legenda: 1 – Fotovoltaica 4 – Hídrica 2 – Eólica 5 – Gás Natural 3 – Biomassa



5.8.2. Áreas predominantemente industriais

- Campinas

- São Paulo

- Santos

- São José dos Campos

- Sorocaba




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





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


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


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




5.8.3. Áreas predominantemente agro-industriais

- Bauru

- Araçatuba

- Marília

- Central

- Barretos

- Franca

- Ribeirão Preto

- São José do Rio Preto


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



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


(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


(R$/hab) 4889 5052 5900 4276





Bauru 1 2 3 4 5 Ambiental 9,556 9,556 6 9,556 2,889

Social 7 7 8 7,5 6


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


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


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


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


Média 7,053 7,007 7,24 8,58 5,17



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


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


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





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



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.



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


http://www.cepel.br/

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[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


http://www.petrobrs.com.br/

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http://www.cenbio.org.br/

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ESCOLA POLITÉCNICA DA UNIVERSIDADE DE SÃO PAULOseeds.usp.br/pir/arquivos/PF2002_RicardoFujii.pdf · Departamento de Engenharia de Energia e Automação Elétricas ESCOLA POLITÉCNICA