Novasfontes deenergiapara ocrescimento · “Ninguém quer construir um reservatório de qualquer jeito. Masnãopodemossimplesmen-te eliminar a possibilidade de construir uma hidrelétrica

Força da naturezaGeração eólica ganhaviabilidade e cresce216% em três anosPág. H8

ENERGIA E ECONOMIA VERDE

Novas fontesde energia parao crescimento

O Brasil pode se orgulhar do título de país com a melhor ma-triz energética do mundo, com mais de 80% da energia prove-niente de fontes renováveis. Mas o sistema vem se mostrandoinstável, sujeito a frequentes desligamentos que deixam boaparte da população no escuro. A instabilidade tende a se agra-var com a construção de grandes usinas em regiões distantese sem reservatórios – por restrições ambientais. Pequenascentrais hidrelétricas, usinas eólicas e unidades movidas a bio-massa vão contribuir para manter a elevada participação dasfontes de energia limpa, mas tornam mais complexa a opera-ção, com riscos crescentes dos chamados “apaguinhos”.

Para ampliar a oferta e melhorar a segurança energética, oPaís busca novas formas de geração ambientalmente corretas.Até 2021, 9% da energia consumida pelos brasileiros deve sergerada pelos ventos. Hoje, essa participação é de apenas 1%.Para incentivar a energia solar, acabam de ser criadas novasregras para reduzir as barreiras à instalação de placas de capta-ção solar. Pelo modelo, o consumidor ou empresa que produ-za mais energia do que consome poderá injetar a sobra no sis-tema e receber os créditos correspondentes na conta de luz.

Outra boa notícia vem do setor petrolífero, onde o cenáriosofreu grande transformação desde a descoberta do pré-sal,em 2007. Com os novos recursos, o Brasil pode mais do quetriplicar suas reservas de petróleo e entrar no seleto clube dosmaiores produtores mundiais – hoje o Brasil está na 14.ª colo-cação no ranking das maiores reservas.

Para avançar no setor, o desafio é superar dificuldadestecnológicas para explorar petróleo a uma profundida-de de cinco mil a sete mil metros abaixo do nível domar. Este terceiro caderno da série Desafios Bra-sileiros, uma parceria inédita entre os jornaisEstado e O Globo, trata destes e de outrosdilemas do setor de energia no Brasil edo seu impacto no meio ambiente. Apublicação atinge 2,5 milhões deleitores. A próxima edição, nodia 12 de novembro, mos-trará os desafios da áreade infraestrutura elogística.

%HermesFileInfo:H-1:20121105:H1 SEGUNDA-FEIRA, 5 DE NOVEMBRO DE 2012

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H2 Especial SEGUNDA-FEIRA, 5 DE NOVEMBRO DE 2012

Participação das fontes renováveis na matriz elétrica

Importa

ção

Biomass

a

GásNucl

ear

Derivados d

e petró

leo

Carvão e d

erivados

Eólica

� Brasil tem a base da sua matriz energética proveniente de fontes renováveis

ENERGIA LIMPA

INFOGRÁFICO/ESTADÃOFONTES: EPE E ANEEL

Matriz elétrica em 2011EM MIL MEGAWATTS (MW)

Hidráulica

MIL MEGAWATTS

83,40

Total de usinas

1.019 HIDRELÉTRICASOU PCHS

145 TÉRMICAS A GÁS

983 TÉRMICAS A ÓLEO

445 DE BIOMASSA

2 NUCLEAR

10 TÉRMICAS A CARVÃO

81 EÓLICAS

13,40 9,80 8,17 7,30 2,07 1,90 1,70

Total de energia limpa gerada em comparação com outros mercados

BRASIL (2011)

MUNDO (2009)

OECD (2009)

88,8%

19,5%

18,3%

Renée PereiraESTADO

A manutenção do título de me-lhor matriz energética do mun-do não sairá de graça para o Bra-sil. Se por um lado a forte partici-pação das fontes renováveis naprodução de eletricidade signifi-cará redução das emissões decarbono, por outro tornaráo sistema nacional maisinstável e sua operaçãobem mais complexa.Se não houver umbom planejamento, oPaís ficará mais ex-posto aos “apagui-nhos”, que se torna-ram frequentes nasúltimas semanas.

A explicação é a cons-trução de grandes usi-nas, sem reservatório, dis-tantes milhares de quilôme-tros dos centros urbanos euma série de pequenas centraiselétricas, como as eólicas e as usi-nas a biomassa. A expectativa éque até 2021 o Brasil mantenhaos atuais 84% da matriz elétricacom fontes renováveis. Mas omix de usinas será diferente.

A participação das hidrelétri-cas vai cair de 72% para 64%. AsPequenas Centrais Hidrelétri-cas (PCHs) e a biomassa conti-nuarão com 4% e 7% respectiva-mente. Quem vai fazer a diferen-ça serão as eólicas, que ganha-rão oito posições até 2021 , su-bindo de 1% para 9%, prevê o pre-sidente da Empresa de PesquisaEnergética (EPE), Maurício Tol-masquim. “Com esse novo dese-nho, a operação do sistema mu-da. Era mais simples. Ficarámais complexa.”

Um dos principais motivospara a mudança está nas restri-ções para construir hidrelétri-cas com reservatório, as chama-das usinas a fio d’água. Por ques-tões ambientais, a maioria dasgrandes usinas não tem represapara guardar água, a exemplodas hidrelétricas de Belo Mon-te, Jirau e Santo Antônio. Issosignifica que o Brasil está per-dendo capacidade de poupançapara suportar períodos com hi-drologia desfavorável.

Dados do Operador Nacionaldo Sistema Elétrico (ONS) mos-tram que em 2001, a capacidadedos reservatórios era suficientepara atender seis meses de cargade energia de todo o sistema in-terligado nacional. Em 2009, ovolume já tinha caído para cincomeses. E, em 2019, será suficien-te para apenas três meses.

“Ninguém quer construir umreservatório de qualquer jeito.Mas não podemos simplesmen-te eliminar a possibilidade deconstruir uma hidrelétrica com

reservatório. Ao menos precisa-mos calcular qual o custo am-biental. Hoje nem isso é permiti-do fazer”, afirma o presidente daconsultoria PSR, Mario Veiga,um dos maiores especialistas nosetor. Ele reconhece, no entan-to, que o mix de energia renová-vel, com hidrelétricas, eólicas ebiomassa, é muito bom.

Compensação. É no períodomais seco que as eólicas e as usi-nas a biomassa têm o maior po-tencial de produção, explica Tol-masquim. A safra de cana ocorreentre maio e novembro e os ven-tos são mais fortes também nes-sa mesma época. “Enquanto es-sas unidades produzem maisenergia, estocamos água nos re-servatórios. Elas têm um papelsustentável incrível.” Por outrolado, as três fontes de energiasão altamente dependentes dascondições climáticas. Ou seja,pode falta água, vento e a safraser menor.

“Seria muito arriscado depen-der apenas das condições climá-ticas. Precisamos ter backup”, ar-gumenta o presidente da EPE.Com menos reservatórios, oPaís terá de acionar mais térmi-cas para complementar a produ-ção de energia elétrica. É o queestá ocorrendo neste momento.O ONS decidiu no fim do mêspassado colocar todas as usinastérmicas disponíveis no Brasilpara funcionar por causa do pe-ríodo seco.

Sem chuvas suficientes, os re-servatórios de algumas regiões,como o Sudeste e o Centro-Oes-te, estão no menor nível desde2000, no pré-racionamento. Pa-ra evitar que o problema piore, o

operador não teve escolha e acio-nou até mesmo as térmicas movi-das a óleo combustível, óleo die-sel e carvão, bem mais caras epoluentes.

Hoje cerca de 11 mil megawatt(MW) de energia térmica estãoem operação do sistema. O pre-ço do megawatt hora (MWh) ge-rado pelas térmicas a óleo variaentre R$ 310,41 e R$ 1.047,38, se-gundo relatório do ONS. As tér-micas a gás, que já estão em ope-ração, tem custo entre R$ 6,27 eR$ 401,67; e as movidas a carvão,entre R$ 56,34 e R$ 341,89.

“Não temos outra alternativa.Sem reserva suficiente, temosde usar as térmicas. O problemaé que elas são caras”, avalia EricoEvaristo, membro do Conselhoda Bolt Energias. Ele observaque uma saída seria incrementara matriz elétrica com termoelé-tricas movidas a gás natural.Mas, no momento, a Petrobrás,principal produtora do combus-tível, não tem oferta suficientepara atender a demanda. Uma

parte das usinas movidas a gásem operação no País estão fun-cionando com Gás Natural Li-quefeito (GNL) importado, bemmais caro.

Na avaliação do presidente daAssociação Nacional dos Consu-midores de Energia (Anace),Carlos Faria, a matriz energéticabrasileira é invejável. “Por isso,não podemos usá-la pela meta-de. Os reservatórios são um malnecessário. Não tem outra for-ma de regularizar o sistema, dei-xá-lo mais estável.”

Energia do futuro. A nova pro-messa é a energia solar, destacaTolmasquim. Ele conta que aAgência Nacional de Energia Elé-trica (Aneel) acaba de aprovaruma série de regras destinadas àredução de barreiras para a insta-lação de geração distribuída depequeno porte, que incluem a mi-crogeração, com até 100 KW depotência, e a minigeração, de100 KW a 1 MW.

Pelo sistema, as placas solaresinstalada em uma residência,por exemplo, produzirá energiaelétrica e o que não for consumi-do será injetado no sistema dadistribuidora, que usará o crédi-topara abater o consumo dos me-ses subsequentes.

Segundo a Aneel, os créditospoderão ser usados dentro deum prazo de 36 meses e as infor-mações estarão na fatura do con-sumidor. A esperança é que a fon-te de energia siga os passos daeólica, atraiam novos fabrican-tes e seu preço caia de forma sig-nificativa. Mas isso não será ime-diato. Até 2020, sua participaçãoserá modesta, destaca Tolmas-quim.

A fragilidade verificada no siste-ma brasileiro de transmissãonos últimos meses poderá pio-rar se o governo não planejar ade-quadamente a entrada em opera-ção do novo mix de energia pre-visto para os próximos anos. Aconstrução de mega hidrelétri-cas, como Belo Monte, Jirau eSanto Antônio pode deixar o sis-tema mais vulnerável, alertamespecialistas.

Um dos motivos é que essasusinas estão distantes dos princi-pais centros de consumo e exigi-

rão grandes linhas de transmis-são para trazer a energia do Nor-te para o Sudeste. Se os mecanis-mos de proteção não funciona-rem de forma eficiente, qual-quer falha na linha poderá derru-bar todo – ou boa parte – do siste-ma interligado. O diretor-geraldo Operador Nacional do Siste-ma Elétrico (ONS), HermesChipp, destaca que, quando es-sas linhas começarem a funcio-nar, será necessário fazer “esque-mas especiais e dimensionar me-didas de proteção, de forma quea perda não se propague”.

Outro fator de instabilidade éque no período chuvoso essas hi-drelétricas vão gerar muito maisenergia do que durante a seca.Para ter uma ideia, a quantidadede água no mês mais úmido doRio Xingu, onde está sendo cons-

truída Belo Monte, é 25 vezesmaior do que no mês mais seco;e em Santo Antônio e Jirau, 11vezes. Ou seja, a entrada e saídade energia do sistema será maiordo que ocorre hoje.

Junta-se a isso uma série depequenas e médias usinas em

construção no País, como é o ca-so das usinas a biomassa, painéissolares e parques eólicos. Um es-tudo feito pelo Instituto de Ele-trotécnica e Energia da Universi-dade de São Paulo (USP) mostraque essas unidades entram esaem do sistema nacional com

maior frequência. Isso exige ma-nobras mais complexas e dei-xam o sistema exposto a falhas.

Mas especialistas alertam:além de melhor planejamentoda operação, a rede de transmis-são exige maior concentração deinvestimentos em manutenção

e modernização das atuais insta-lações. Na avaliação do profes-sor da Universidade de São Pau-lo (USP), Sidnei Martini, ex-pre-sidente da Companhia de Trans-missão de Energia Elétrica Pau-lista (Cteep), o sistema brasilei-ro precisa passar por um check-up geral, fazer um diagnósticoaprofundado para detectar fa-lhas e permitir a adoção de medi-das preventivas. “É preciso iralém da manutenção rotineira.”

Ele destaca que, com a Copado Mundo e os Jogos Olímpicos,o consumo de energia vai cres-cer de forma excepcional. Se arede não estiver preparada, po-deremos ter problemas de apa-gões durante os eventos. O go-verno federal nega que os últi-mos desligamentos sejam resul-tado de falta de investimentosna rede. /R.P.

Distância das grandesusinas deixa sistemavulnerável a apagões

● Dia 12 de novembroInsfraestrutura e logística.Gargalos do setor de transporte

Instabilidade cresce com novas usinasFontes renováveis de energia reduzem a emissão de carbono, mas também comprometem a segurança do sistema pela sua complexidade

Estado: [email protected]; O Globo: [email protected]

VANER CASAES/BAPRESS–26/10/2012

MARIZILDA CRUPPE/EVE/GREENPEACE


Escuro. Elevador Carlos Lacerda às escuras em Salvador no último apagão registrado no País

Qualquer falha naslinhas de transmissãopode derrubar todo osistema interligado,ou boa parte dele

● Coordenação do projeto: Ari Schneider (Estado) e Sílvia Fonseca (O Globo) ● Pauta e edição: Cley Scholz (Estado) e Cristina Alves (O Globo), ● Editoras assistentes: Sandra Regina Carvalho (Estado) eLucila de Beaurepaire (O Globo); ● Redator: Cláudia dos Santos (O Globo); ● Diagramadores: Marcos Azevedo (Estado) e Anderson Oliveira (O Globo); ● Ilustração: Farrell (Estado);● Editores de arte: Fabio Salles (Estado) e Leo Tavejnhansky (O Globo); ● Arte: Marcos Brito (Estado) e Renato Carvalho (O Globo); ● Revisão: Neemias Freire (Estado) e José Neves (O Globo)

Limite. Grandes usinas, como a de Belo Monte, não têm represa

● Mudanças

AGENDA

MAURÍCIOTOLMASQUIMPRESIDENTE DA EPE“Com esse novo desenho, aoperação do sistema muda. Eramais simples. Ficará maiscomplexa.”

“Enquanto essas unidades(eólicas e biomassa)produzem mais energia,estocamos água nosreservatórios. Elas têm um papelsustentável incrível.”



� Com o esgotamento do potencial de aproveitamento hídrico das regiões Sul, Sudeste e Nordeste, novos projetos seguem em direção ao Norte, especialmente na Amazônia

MAPA DA HIDROENERGIA

INFOGRÁFICO/ESTADÃOFONTE: EMPRESA DE PESQUISA ENERGÉTICA (EPE)

16

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19

20

21

22

23

24

Sinop, Cláudia, Ipirangado Norte, Itaúba (MT)

Ferreira Gomes e Porto Grande (AP)

Jacareacanga (PA) e Paranaíta (MT))

Ribeiro Gonçalves (PI)

Itaituba (PA)

Davinópolis e Catalão (GO)

Itaiutaba (PA)

Imbaú, Telêmaco Borba e Tibagi (PR)

Cruzeiro do Iguaçu, Dois Vizinhose São Jorge D’Oeste (PR)

UHE Sinop

UHE Cachoeira Caldeirão

UHE São Manoel

UHE Ribeiro Gonçalves

UHE São Luiz do Tapajós

UHE Davinópolis

UHE Jatobá

UHE Telêmaco Borba

UHE Paranhos

400 MW

219 MW

700 MW

113 MW

6.133 MW

74 MW

2.336 MW

109 MW

63 MW

EM 2017

EM 2018

EM 2019

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28

29

30

31

32

33

34

UHE Água Limpa

UHE Pompeu

UHE Bem Querer

UHE Itapiranga

UHE Apertados

UHE São Simão Alto

UHE Resplendor

UHE Marabá

UHE Salto Augusto Baixo

UHE Ercilândia

380 MW

209 MW

709 MW

721 MW

136 MW

3.509 MW

144 MW

2.160 MW

1.461 MW

97 MW

General Carneiro, Novo São Joaquim (MT)

Abaeté, Curvelo, Pompéu (MG)

Caracaraí (RR)

Pinheirinho do Vale (RS) e Itapiranga (SC)

Alto Piquiri (PR)

Norte*

Itueta e Santa Rita do Itueto (MG)

Marabá e São João do Araguaia (PA)

Norte*

Iporã e Assis Chateaubriand (PR)

EM 2019

EM 2020

*Hidrelétricas previstas para o Rio Juruena, afluente do Rio Tapajós. Somadas, as duas usinas terão quase 5 mil MW de potência

OBS: A EPE desenvolve até 2015 estudos de Inventário das Bacias Hidrográficas dos rios Trombetas e Negro. Foram aprovados estudos de inventário do Rio Tibagi (quatro UHEs, entre 60 MW e 142 MW) e do Rio Jari (Açaipé B, com 831,1 MW; AHE Urucupatá, com 291,5 MW; e Carecuru, com 240,2 MW). O inventário da Bacia do Rio Araguaia foi revisado com os seguintes aproveitamentos: hidrelétricas de Santa Isabel (1.087 MW), Couto Magalhães (150 MW), Torixoréu (408 MW), Toricoejo (76 MW) e Água Limpa (320 MW), além de três novos pontos para instalação de usinas, com capacidade somada de 442 MW

Água Clara e Ribas do Rio Pardo (MS)

Sapucaia e Três Rios (RJ)

Telêmaco Borba (PR)

Roque Gonzales (RS)

Porto Velho (RO)

Paracatu(MG) e Cristalina (GO)

Porto Velho (RO)

Cerro Negro e Abdon Batista (SC)

Monte Dourado (PA)

Nova Canaã do Norte (MT)

Ferreira Gomes (AP)

Jacareacanga (PA) e Paranaíta (MT)

Capanema e Cap. Leônidas Marques (PR)

48 MW

334 MW

361 MW

77 MW

3.150 MW

54 MW

3.750 MW

178 MW

373 MW

11.233 MW

300 MW

252 MW

1.820 MW

350 MW

135 MW

UHE São Domingos

UHE Simplício

UHE Mauá

UHE Passo São João

UHE Santo Antônio

UHE Batalha

UHE Jirau

UHE Garibaldi

UHE Santo Antonio do Jari

UHE Belo Monte

UHE Ferreira Gomes

UHE Teles Pires

UHE Baixo Iguaçu

1

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O ano de inauguraçãoe a localização de cada usina

EM 2012

EM 2013

EM 2014

EM 2015

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Sinop, Cláudia, Ipirando Norte, Itaúba (MT)

Ferreira Gomes e Porto Gr

Jacareacanga

UHE Sinop

UHE Cachoeira Caldeir

UHE São Manoel

EM 2017

EM

e Cristalina (GO)

O)

o e Abdon Batista (SC)

ado (PA)

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Gomes (AP)

eacanga (PA) e Paranaíta (MT)

das

3

77 MW

3.150 MW

54 MW

3.750 MW

178 MW

373 MW

11.233 MW

300 MW

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Capanema e Cap. Leônidas

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EM 2012

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RIO MADEIRA

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RIO JAMANXIN

RIO IRIRI

RIO ARAGUAIA

RIO XINGU

RIO TAPAJÓS

RIO JAPURÁ

RIO SOLIMÕES

RIO AMAZONAS

RIO JARI

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São Luís

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PERU

BOLÍVIA

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GUIANAFRANCESA

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Belo Horizonte

Rio deJaneiro

São Paulo

Curitiba

Florianópolis

Porto Alegre

Palmas

RIO TOCANTINS

Vitória

Brasília

OCEANO ATLÂNTICO

PA

País planeja15 novasusinas naAmazôniaEstudo mostra que demanda até 2015exige no total 30 novas hidrelétricas

DIVULGAÇÃO

Advertência

FLAVIO MIGUEZ DEMELLODIRETOR-EXECUTIVO DA BRASILHYDRO“A alternativa às hidrelétricassão usinas térmicas a óleo, gásnatural ou carvão. É uma energiamais cara, que prejudica maiso meio ambiente.”

Futuro.Itaipu, noRio Paraná:novas usinasficam longede centro deconsumo


Cleide CarvalhoO GLOBO

A oferta de energia elétrica noPaís tem de crescer 42.600 mega-watts (MW) nos próximos dezanos, e o Brasil vai colocar emoperação entre três e quatro usi-nas hidrelétricas por ano paraatender à demanda. A Empresade Pesquisa Energética (EPE) jáplanejou a entrada em operaçãode 34 novas usinas hidrelétricasaté 2021, sendo 15 delas na Ama-zônia Legal. Para Maurício Tol-masquim, presidente da EPE,ampliar a oferta de energia hidre-létrica é condição básica para odesenvolvimento econômico, ea instalação de usinas nos riosamazônicos é inevitável.

“Não podemos abrir mão deconstruir hidrelétricas.Preservaro meio ambiente não é uma deci-são excludente. É preciso acharum meio de a hidrelétrica ajudar apreservar”, diz Tolmasquim.

A EPE propõe construir hidre-létricas do tipo plataforma, quedepois de prontas ficariam isola-das na floresta, acessíveis apenaspor helicóptero, inspiradas na ex-tração de petróleo no mar. Tol-masquim reconhece que duran-te a construção é impossível nãoabrir estradas, mas ressalta queestas podem ser reflorestadas. Aconstrução de novas hidrelétri-cas visa a atender ao consumo ca-da vez maior de energia no País.E o brasileiro ainda consome trêsvezes menos que o americano.

“A sociedade tem de decidir seela quer ser abastecida de ener-gia elétrica. E a alternativa às hi-drelétricas são usinas térmicas aóleo, gás natural ou carvão. Éuma energia muito mais cara,que prejudica mais o meio am-biente”, afirma o diretor executi-vo da Brasil Hydro, Flavio Mi-guez de Mello.

O estudo da EPE para 2021 pre-vê que, à exceção das hidrelétri-cas, que representarão 12,6% daoferta de energia total no País, aparticipação das fontes renová-veis só crescerá de 1,4% hoje para1,6%. Com 2.200 horas de insola-ção, o Brasil nem sequer incluiuenergia solar no planejamento.

“É preciso quebrar o paradig-ma de grandes hidrelétricas”, dizo professor Paulo Henrique deMello Sant’Ana, da Universidade

Federal do ABC, coordenador deum estudorecém-lançado, patro-cinado pela WWF-Brasil.

Sant’Ana lembra que a Dina-marca tem 30% de sua energiagerada pelos ventos e que a Ale-manha, com muito menos solque o Brasil, só perde para Chinae EUA em energia solar. “No lu-gar de expandir a oferta, temosde aprender a gerenciar a deman-da. Estamos diante de uma revo-lução energética, e o Brasil nãoestá olhando para frente.”

Demanda. Dados da Associa-ção Brasileira de Refrigeração,Ar Condicionado, Ventilação eAquecimento (Abrava) mos-tram que 8% da energia produzi-da se destinam apenas ao chuvei-ro elétrico. Isso corresponde a 15mil MW no horário de pico, en-tre 17h e 22h. Segundo a Abrava,cada metro quadrado de coletorsolar instalado para aquecerágua pode evitar 56 metros qua-drados de área inundada por hi-drelétricas.

Já no estudo O Setor ElétricoBrasileiro e a Sustentabilidadeno Século 21, patrocinado porcinco ONGs, incluindo o Green-peace, o consultor em planeja-mento energético Roberto Kishi-nami afirma que o País precisaurgentemente planejar o aumen-to de sua eficiência econômica.

Ele lembra que a eficiênciaenergética dos motores elétri-cos de uso industrial passou de39,8% em 1984 para 47,1% em2004. Segundo ele, um progra-ma reunindo fabricantes de mo-tores e instituições de pesquisapoderia, a curto prazo, trocarequipamentos antigos, reduzin-do o custo e a necessidade de usode energia nas indústrias, querespondem por metade do con-sumo total.

Ponto frágil. Além disso, a pro-dução de energia na Amazôniaimplica mais investimentos emlinhas de transmissão. E os pro-blemas nestas têm sido aponta-dos como os principais responsá-veis pelos apagões. Só em interli-gações e para usar a energia deBelo Monte, Teles Pires e Tapa-jós estão previstos, no Programade Aceleração do Crescimento(PAC), investimentos de R$ 37,4bilhões. A distância tende a agra-var as perdas do sistema. Segun-do a EPE, o índice dessas perdas,hoje em 16,9%, fechará 2021 em16,1%. No Chile é de 5,6%, e naArgentina, de 9,9%.

O professor da Faculdade deAdministração e Economia daUSP em Ribeirão Preto EliezerMartins Diniz lembra que as deci-sões sobre hidrelétricas se ba-seiam em critérios econômicose desenvolvimento econômico esocial não podem ser alvará paraatropelar questões ambientais.

%HermesFileInfo:H-5:20121105: SEGUNDA-FEIRA, 5 DE NOVEMBRO DE 2012 Especial H5

DIVULGAÇÃO

Nucleares ficamem segundo planoapós FukushimaQuatro usinas seriam construídas até 2030, mas acidente noJapão provocou onda de pressões e fez governo adiar projetos

Fatia. Usina de Angra 1, no Rio: participação da energia nuclear na geração era de 2,7% em 2011

Debate


Danielle NogueiraO GLOBO

Com o acidente na usina nu-clear de Fukushima, no Japão,em março do ano passado, o pro-grama nuclear brasileiro podesofrer uma reviravolta. A previ-são de construir mais quatro usi-nas no País até 2030 está sendorevista. Cresce a pressão dentrodo governo para que o Brasil op-te por fontes de energia mais se-guras e que ganharam escalanos últimos anos, como a eólicae a biomassa.

O problema, segundo especia-listas, é que essas fontes energé-ticas são sazonais, assim como ahidráulica. Se o País não quiserse tornar refém da natureza, te-rá de ampliar sua base de gera-ção térmica. E aí terá de fazeruma opção entre ampliar a parti-cipação de uma fonte de energiaconsiderada perigosa, porémlimpa (a nuclear), ou de fontesseguras, porém sujas – como asusinas a gás, óleo ou carvão, cujageração não depende de condi-ções climáticas, mas emitem ga-ses do efeito estufa.

O Plano Nacional de Energia(PNE) 2030 previa a constru-ção de quatro centrais nuclea-res no Brasil: duas no Nordestee duas no Sudeste, com capaci-dade instalada de mil mega-

watts (MW) cada. As pesquisaspara a identificação dos lugarespossíveis para abrigar as usinasnão foram interrompidas e osinvestimentos para ampliaçãoda produção de urânio – maté-ria-prima da geração nuclear –estão em andamento, mas a Em-presa de Pesquisa Energética(EPE), órgão do governo que dásuporte ao planejamento ener-gético, admite que a expansãoda energia nuclear está sob revi-são. O que é certo é que Angra 3(1.404 MW) será mantida, coma previsão de entrar em opera-ção em 2016.

Os defensores da “aposenta-doria” das centrais nucleares ar-gumentam que o panoramaenergético no Brasil mudou des-de 2007, quando o PNE 2030 foi

desenhado. Naquele ano, a fatiadas hidrelétricas na geração deeletricidade era de 85,6%. Ou-tras energias renováveis, comoeólica e biomassa, respondiampor 0,1% e 4,1%, respectivamen-te. E a nuclear detinha participa-ção de 2,5% na matriz. No anopassado, a parcela das hidrelétri-cas encolheu para 81,9%, en-quanto a das outras três avan-çou para 2,7% (nuclear), 0,5%(eólica) e 6,6% (biomassa).

“Outras fontes de energia es-tão se popularizando. O aciden-te de Fukushima mudou o cená-rio. Ele nos mostrou problemasna gestão de risco. E quando orisco é grande, o investimentonão se justifica”, afirma o am-bientalista e consultor FabioFeldman.

Urânio. Caso o Brasil opte porabandonar seu programa nu-clear, seguirá os passos de paí-ses como Alemanha, Itália e Suí-ça, que decidiram interrompera construção de novas usinas oudesativar as existentes. O Japãovai na mesma direção, e até na-ções fortemente baseadas naenergia nuclear querem dimi-nuir essa dependência. Caso daFrança, que vai reduzir a matriznuclear de 75% para 50%.

Para Leonam Guimarães, as-sessor da presidência da Eletro-

nuclear, responsável pela ope-ração das centrais no Brasil, aresposta dos países europeusao acidente deve ser entendidadentro de um contexto históri-co de Guerra Fria, quando osEstados Unidos e a ex-União So-viética disputavam uma corri-da por armas nucleares. “Essespaíses não querem reviver es-ses temores. A França não vaiabrir mão de suas usinas e vaiacabar exportando para os paí-ses que a descartarem, como jáestá acontecendo com a Alema-nha”, afirma.

Guimarães lembra que, ape-sar de o Plano Decenal 2021 nãocontemplar a fonte nuclear,também não a descarta. E frisa

que a energia nuclear não com-pete com a eólica, a biomassa oua hidráulica. Segundo ele, sãocomplementares.

“A energia nuclear tem a van-tagem de ser uma energia limpa.Se o Brasil não avançar nela, te-rá de expandir os combustíveisfósseis, seja carvão, óleo ougás”, explica Aquilino Senra,professor de Energia Nuclearda Coppe/UFRJ.

Segundo ele, o Brasil tem avantagem de estar num seletogrupo de nações que reúne trêscaracterísticas importantes pa-ra a continuidade do programanuclear. Tem reservas de urâ-nio, domina a tecnologia e já fazuso dessa fonte. Enquanto isso,

as Indústrias Nucleares do Bra-sil (INB) mantêm o projeto deduplicação da única mina de urâ-nio em produção no País, emCaetité (BA). Hoje, ela produz400 toneladas do minério porano. Também fechou parceriacom empresas para desenvol-ver uma jazida de fosfato emSanta Quitéria (CE). O fosfatoserá usado na produção de ferti-lizantes, e o urânio associado se-rá recuperado pela INB.

O início da operação está pre-visto para 2016, com uma produ-ção anual de 1.500 toneladas deconcentrado de urânio, suficien-te para atender às novas quatrousinas previstas no PNE 2030,caso elas saiam do papel.

FÁBIO FELDMANCONSULTOR“Outras fontes de energia estãose popularizando. O acidente deFukushima mudou o cenário.”

AQUILINO SERPAPROFESSOR DA UFRJ“A nuclear tem a vantagem deser limpa. A alternativa são oscombustíveis fósseis.”



PATOS DE MINASE PRESIDENTE OLEGÁRIO / MG

Patos de Minas e Presidente Ole-gário, a cerca de 400 quilôme-tros de Belo Horizonte, já sen-tem os primeiros reflexos da ati-vidade exploratória de gás nãoconvencional da Petra, que co-meçou em março do ano passa-do. Os preços dos imóveis subi-ram, por causa da maior procu-

ra. Os moradores tiveram de sehabituar com o número de cami-nhões circulando pelas estradasentre os dois municípios.

Somente este ano, as ativida-des de perfuração da Petra, con-centradas nessas cidades, consu-mirão investimentos de R$ 360milhões. Para 2013, serão R$ 450milhões.

A expectativa é de que somen-te em Patos de Minas a popula-ção tenha um aumento de 10%.De olho no crescimento, empre-sários locais já planejam cons-truir um novo hotel na cidade.

A Petra, que tem uma base ope-racional na cidade, também estáconstruindo um escritório, pró-ximo ao aeroporto. Segundo fon-

tes, outras companhias, vãoabrir bases no local. A empresainformou ter feito alguns investi-mentos em infraestrutura, comoa melhoria de 175 quilômetrosem estradas, essencial para sechegar aos locais onde os primei-ros três poços foram perfurados.

Há quem reclame da poeiracausada pelo vaivém dos cami-nhões – o que levou a Petra a usarágua durante o trajeto. A explora-ção do gás não convencional tam-bém vem trazendo renda adicio-nal à população. O fazendeiro Jo-sé Eustáquio de Faria, de 62anos, conta que recebe cinco sa-lários mínimos pelo aluguel deum hectare para a Petra, que per-fura um poço no local.

“Fizeram estradas, houveuma melhora. Agora, tem de terasfalto. Esse dinheiro que rece-bo ajuda a pagar as contas, masquero que a produção de gás co-mece logo, pois vou ganhar 1%sobre a produção. Estou muitoanimado”, disse Faria, ao lado damulher e do filho.

APetrapretende começaro fra-turamento hidráulico até junhode 2013 e iniciar a produção apósos testes que mostrarão se essasáreas têm viabilidade econômi-ca. Nos poços, a perfuração é si-lenciosa, reflexo dos equipamen-tos cada vez mais modernos.Com um sistema praticamentetodo computadorizado, 60 pes-soas se dividem em turnos.

Amazonas. Assim como a Pe-tra, a HRT, dona de 21 blocos degás natural na Bacia do Soli-mões, no Amazonas, em parce-ria com a russa TNK, também es-tuda, com a Petrobrás, formas de

usar o gás descoberto. RicardoBottas, gerente executivo finan-ceiro da HRT, lembra que cercade R$ 1 bilhão já foi investido naperfuração de nove poços. “Po-

demos fazer um gasoduto, umatermelétrica ou planta para pro-duzir metanol ou fertilizantes. Aexploração do gás em terra podeultrapassar a do mar.” / B.R.

Investimentos estimulameconomia de cidades mineiras

UM RETRATO DO SETOR

EM MILHÕES DE METROS CÚBICOS POR DIA

INFOGRÁFICO/ESTADÃOFONTE: MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA, ANP, PETROBRAS, AGÊNCIA INTERNACIONAL DE ENERGIA E GAS ENERGY

OCEANO ATLÂNTICO

O tamanho do mercado hoje

As bacias sedimentares brasileiras

Em cinco anos, o Ministério de Minas e Energia projeta uma produção de 170 milhões de metros cúbicos por dia

Bacia doSolimões

Bacia doAmazonas

Bacia dosParecis Bacia

do SãoFrancisco

Bacia doParaná

Bacia doParnaíba

BaciaPotiguar

Bacia deSergipe-Alagoas

Bacia doRecôncavo

Bacia do ES-Terra Bacia

do ES

Bacia de Campos

Bacia de Santos

BACIA TERRESTRE DE NOVA FRONTEIRA BACIA MADURA BACIA DE ELEVADO POTENCIAL

TOTAL DASRESERVAS

BILHÕES DE GÁS NATURAL

450

TRILHÕES DE GÁS NÃO

CONVENCIONAL

17

EM METROS CÚBICOS

Gás natural X

Não convencionalA diferença está na jazida onde o gás é encontrado. No gás não convencional,

as rochas são pouco permeáveis (ou "fechadas"),

o que dificulta a sua exploração. Para extraí-lo, é preciso fazer uma série de

rachaduras na rocha e injetar nelas água com aditivos químicos. Os gases não

convencionais mais conhecidos são o de xisto

(shale) e o tight. Já no caso do gás natural, as rochas são

permeáveis, e é usada a técnica tradicional de

exploração

Produção nacional

71,430,3

Importação da Bolívia

Bruno RosaO GLOBOENVIADO ESPECIALPATOS DE MINAS / MG

A Petrobrás constrói gasodutospara escoar o gás natural produ-zido no pré-sal, a quilômetrosda costa. A HRT descobriu o quepode vir a ser o maior poço pro-dutor de gás em terra, em plenaFloresta Amazônica. A OGX co-meça a produzir gás no interiordo Maranhão no início de 2013.E, além de os investimentos emgás natural ganharem força, oBrasil começa a perfurar suas re-servas de gás não convencional,pelas mãos da Petra, em MinasGerais.

Esse é o potencial de um Bra-sil cheio de gás, capaz de levardesenvolvimento ao interior doPaís, atraindo indústrias e geran-do empregos. O Ministério deMinas e Energia acredita que es-ses investimentos podem levaro País à autossuficiência em cin-co anos, com produção em tor-no de 170 milhões de metros cú-bicos por dia. Hoje, segundo a

Petrobrás, principal produtorado País, a oferta é de 71 milhõesde metros cúbicos por dia.

“O gás não convencional e ogás natural do pré-sal são hoje asnovas fronteiras do setor. Mashá muitos desafios, como o de-senvolvimento de novas tecno-logias de exploração em águas ul-traprofundas e o fraturamentodas rochas, para o gás não con-vencional”, diz Sylvie D’Apote,sócia e diretora da consultoriaGas Energy.

Só com o pré-sal, a Agência Na-cional do Petróleo (ANP) esti-ma que a produção nacional cres-cerá entre 100 milhões e 120 mi-lhões de metros cúbicos por diaem dez anos, com 21 novas plata-formas em operação.

Para o gás não convencional,não é possível fazer uma estima-tiva, pois as poucas empresas dosetor, como Petra e Orteng, am-bas em Minas Gerais, na Baciade São Francisco, estão em faseexploratória. Segundo a ANP, ogás não convencional no Brasiltem indicação de potencial de re-servas de até 5,7 trilhões de m³em apenas três bacias, como Pa-recis (no Centro-Oeste), Parnaí-ba (Nordeste) e Recôncavo (Ba-hia). Mas há indícios em outroslocais, como São Francisco e Pa-raná (Sul).

Reservas. Ao todo, seriam 17trilhões de metros cúbicos, diz aGas Energy. Acredita-se que a re-serva de gás não convencionaldo Brasil seja a quarta ou quintamaior do mundo. Para efeito decomparação, a reserva de gás na-tural do Brasil é estimada em450 bilhões de metros cúbicos.

“É a era de ouro do gás. Podehaver um desenvolvimento nointerior do País. O gás não con-vencional pode colocar o Brasilno mesmo patamar dos EUA,que vivem uma revolução ener-gética, com aumento da produ-ção e queda no preço, mas é pre-

ciso preparar a indústria deapoio para isso, pois são necessá-rios equipamentos especiais”,afirma Roberto Fernandes, pro-fessor da UERJ.

Mas a Petrobrás não prevê ex-cesso de gás no País até 2020. OBrasil ainda importa 30 milhõesde metros cúbicos por dia da Bo-lívia. A estatal diz que o desenvol-

vimento de tecnologias para ex-plorar o gás não convencional re-quer investimentos pesados etempo. Mas admite que partici-pará desse desenvolvimento.

Enquanto isso, a Petrobrásdestinará US$ 13,5 bilhões para osetor de gás e energia nos próxi-mos cinco anos. A empresa pre-tende usar esse gás na produçãode fertilizantes e na expansão dacapacidade da geração de ener-gia elétrica, por meio de termelé-tricas. E ainda vai construir umausina de liquefação de gás.

Investimento. Gerar energiaelétrica do gás também é a apos-ta da OGX, controlada pela EBX,do empresário Eike Batista. Aempresa, que investiu US$ 225milhões na Bacia do Parnaíba,no Nordeste, já perfurou 31 po-ços. Neste trimestre, a OGX farátestes em sua unidade de trata-mento de gás, com capacidadede processamento de até 6 mi-lhões de metros cúbicos por dia.

“Esse gás vai para uma terme-létrica da MPX por um gasodu-to, na qual será transformadoem energia elétrica. É o primeiroprojeto integrado do País. To-dos esses recursos significam de-senvolver o Estado, com a atra-ção de indústrias para o interiordo Maranhão”, afirma GeorgeFernandes, gerente-geral do pro-jeto da OGX.

Em toda a Bacia do Parnaíba, aOGX tem potencial de reservade 311 bilhões de metros cúbi-cos. Desse total, 45% são de gásnão convencional. “Vamos co-meçar com o gás convencional.O não convencional é uma opor-tunidade a médio e longo pra-zos”, diz Fernandes.

Já a Petra, dona de blocos naBacia de São Francisco, apostano gás não convencional. A com-panhia deve começar a fraturaresses poços até junho de 2013. Ogás está em rochas pouco per-meáveis (ou fechadas). É preci-so fraturar essa rocha com umfluido a base de água para liberaro gás. Segundo a empresa, essegás pode ser usado em termelé-tricas e usinas de fertilizantes.

BRUNO ROSA /AGENCIA O GLOBO

BRUNO ROSA /AGENCIA O GLOBO

Gás abre nova fronteira energéticaPaís poderá alcançar a autossuficiência no mercado em cinco anos, com produção de 170 milhões de metros cúbicos por dia

Desenvolvimento. Poço RioJacaré, em PresidenteOlegário, da Petra Energia

Poço. Exploração de gás da Petra Energia em Patos de Minas


● Cenário

Patos de Minas ePresidente Olegáriojá sentem os efeitospor virarem polo degás não convencional

SYLVIE D’APOTESÓCIA E DIRETORA DACONSULTORIA GAS ENERGY“O gás não convencional e o gásnatural do pré-sal são hoje asnovas fronteiras do setor. Mas hámuitos desafios...”

ROBERTOFERNANDESPROFESSOR DA UERJ“É a era do ouro do gás. Podehaver um desenvolvimento nointerior do País. O gás nãoconvencional pode colocar oBrasil no mesmo patamar dosEUA, que vivem uma revoluçãoenergética, com aumento daprodução e queda do preço.”


Danilo FarielloO GLOBOBRASÍLIA

A retomada dos leilões de blocosde exploração de petróleo, pro-metida para 2013 pelo ministrode Minas e Energia, Edison Lo-bão, ainda depende de arranjospolíticos que encerrem a discus-são do novo marco regulatórioenviado ao Congresso em 2009.

A decisão pendente é a vota-ção da redistribuição de royal-ties, que o governo considerafundamental para dar início aosleilões e espera ver resolvida ain-da neste ano. Mesmo que ocorrauma decisão na Câmara ainda es-ta semana, o texto volta ao Sena-do, onde tem de ser aprovado pa-ra o cronograma prometido en-trar em vigor.

As bancadas do Rio e do Espíri-to Santo, com apoio do governofederal, tentam aprovar um tex-to que exclua da nova regra dedistribuição dos royalties áreasjá licitadas. Já o relatório do de-putado Carlos Zarattini (PT-SP)inclui essas áreas e prevê umadistribuição que oferece fatiamaior dos royalties para os esta-dos e municípios não produto-res, por isso encontra resistên-cia entre os políticos dos dois es-tados. À espera do encerramen-to desses debates, o governotem barrado há quatro anos a rea-lização de novos leilões, levandoa um encolhimento das áreas emperfuração.

“O grande problema agora é aquestão política no Congresso,que vem atrasando tudo”, disseHaroldo Lima, que presidiu a

Agência Nacional do Petróleo,Gás e Biocombustíveis (ANP)até o ano passado.

Votados os royalties em 2012,o leilão da 11ª rodada de blocosdeve acontecer em maio, segun-do Lobão, pois já foi aprovada pe-lo Conselho Nacional de Políti-ca Energética (CNPE).

Esse leilão envolverá áreasque não incluem o pré-sal, emterra e no mar. Mas essa rodadaainda depende de liberação doPalácio do Planalto, que antece-de os trâmites burocráticos daANP para a realização do leilão.A atual diretora-geral na ANP,Magda Chambriard, previu na se-mana passada que a autorizaçãopara novos leilões têm de chegarà agência até janeiro, para que oprazo seja cumprido.

Depois da 11ª rodada, o minis-

tro Lobão estimou para novem-bro de 2013 a realização do pri-meiro leilão com áreas do pré-sal. No início de outubro, o Iba-ma emitiu a licença de instalação

da primeira etapa do pré-sal nabaixada de Santos, com poten-cial de elevar a produção de pe-tróleo e gás em 6% no país. Essesblocos da Etapa 1 poderão ser in-

cluídos na primeira rodada deconcessões, já com base no novomarco regulatório, o que inclui oregime de partilha e a atuação daPré-sal Petróleo como estatal re-presentante da União, além danova distribuição do royalties.

“Só no segundo leilão de 2013é que a Petrobras vai ser operado-ra única”, lembrou Lobão, no diado anúncio das novas rodadas.

Segundo Lima, a escassez deleilões está reduzindo a área per-furada em busca de novos cam-pos. Ele, que esteve à frente daANP por oito anos, lembra que oBrasil já chegou a ter mais de 400mil quilômetros quadrados deexploração, enquanto hoje temmenos de 200 mil. “Se não ali-mentarmos o sistema com no-vas áreas, chegaremos no fim de2013 com 100 mil quilômetrosquadrados sob exploração, o queé irrisório diante das dimensõese do potencial do Brasil”, disse oex-diretor-geral da ANP.

M ais de 80% de todas asemissões de gases deefeito estufa (GEE) nomundo são provenien-

tes do setor de energia. Portanto, nãodá para falar sobre economia de bai-xo carbono, economia verde, susten-tabilidade ou que nome se queira dara isso, sem discutir a matriz energéti-ca mundial. E o cenário não é nadaanimador. Apenas 13% da energia sãogeradas a partir de fontes renováveis,como a hidráulica, a eólica e a biomas-sa. A polêmica energia nuclear tem6% e todo o resto fica com os sujos,porém eficientes, combustíveis fós-seis: carvão, petróleo e gás natural.

O problema é que a divisão dessa piz-za não deve mudar muito nos próximos30 ou 40 anos. Durante algum tempo sediscutiu o risco de que as reservas depetróleo e gás pudessem acabar num fu-turo próximo. Aos poucos, o tema desa-pareceu. Na verdade, nos últimos 30anos, as reversas provadas dos dois pro-dutos cresceram, em média, 2,5% a cadaano. Hoje, estima-se que teremos petró-leo por, no mínimo, mais 50 anos. Gásnatural para 60 anos e carvão para 120anos.

Isso sem falar nas fontes não conven-cionais, como as areias betuminosas doCanadá, o gás de xisto dos Estados Uni-dos e o pré-sal do Brasil. Todos com im-

pactos ambientais ainda não claramen-te detalhados. Ou seja, não será por faltade oferta ou por problemas graves depreço que os combustíveis fósseis deixa-rão de dominar o mercado. Além disso,os eventuais problemas geopolíticoscom países do Oriente Médio ou com aprópria Venezuela passam a ter uma im-portância relativa.

Já o Brasil ocupa uma posição privile-giada nesse contexto. Aqui, 45% da nos-sa matriz energética é limpa. Se falar-mos apenas em geração de energia elé-trica, esse índice chega perto dos 90%,com mais de 80% de hidreletricidade.Mas isso não nos garante um futuroazul, ou verde. Muito pelo contrário. De-

pendemos das hidrelétricas e do álcoole ambos enfrentam problemas no curtoe no médio prazos.

Mais da metade do potencial hidrelé-trico que nos resta se encontra na Ama-zônia, onde fica cada vez mais difícilconstruir qualquer coisa. As restriçõesambientais, que ganharam força nos úl-timos 20 anos, são fundamentais parapreservar a nossa biodiversidade. Noentanto, por ironia, o radicalismo nes-sa batalha deve fazer com que a nossamatriz fique cada vez mais suja. Dadosdo governo indicam que, hoje, as emis-sões do setor de energia já são maioresque as do desmatamento. São 400 mi-lhões de toneladas de CO² do primeirocontra 298 milhões de toneladas do se-gundo.

Sem as hidrelétricas, a tendência é deque cresçam as térmicas movidas a gásnatural. O potencial de crescimento daseólicas também é enorme. Em quatroou cinco anos, sairemos dos 1.000 MWde potência para 7.000 MW. Mas elasnão garantem a mesma segurança ener-gética das hidrelétricas e das térmicas.Há quem aposte também no bagaço decana, que é uma ótima alternativa, masisso depende de incentivos maiores do

governo e de condições melhores demercado.

É o que já acontece com o álcoolcombustível. Há algum tempo, ospreços deixaram de ser competitivosnos postos de gasolina. Os produto-res preferem produzir açúcar, queoferece condições bem mais interes-santes. O governo não quer mexer nopreço da gasolina, para não elevar ainflação. O consumidor compra car-ros flex, mas abastece com a gasolinamais barata. Enquanto isso, o Paísemite mais CO².

Do ponto de vista econômico, nãohá razão para acreditar que as emis-sões de gases de efeito estufa do se-tor de energia devam diminuir. Paraque o cenário mude é preciso que ha-ja muita vontade política e que asapostas tecnológicas virem realida-de. Ganhos de eficiência energéticade 40%, desperdício 30% menor, téc-nicas baratas de captura e armazena-mento de carbono, taxação sobreemissões de CO² em todos os países,investimento massivo em renová-veis. Tudo é possível, mas não é pro-vável. A tendência, infelizmente, épiorar.

Atraso de leilão reduz área de exploração de petróleo

Pré-sal pode triplicarreservas brasileirasConquista depende, porém, de tecnologias mais seguras e fornecedores capacitados

MARCOS DE PAULA/ ESTADÃO

MARCOS DEPAULA/ESTADÃO

A tendência é piorar

AGOSTINHOVIEIRA

Danielle NogueiraO GLOBO

O anúncio da descoberta do pré-sal em 2007 mudou radicalmen-te o panorama do setor de petró-leo e colocou o País sob os holo-fotes mundiais. Com esses recur-sos, o Brasil pode mais que tripli-car suas reservas petrolíferas até2020 e ingressar no clube dosmaiores produtores do mundo.

Hoje, o País tem reservas pro-vadas de 15,7 bilhões de barris depetróleo. Estimativas da Coppe/

UFRJ apontam potencial demais 55 bilhões nos próximosseis anos, a maior parte localiza-da no pré-sal.

Para tornar essa projeção umarealidade, porém, Petrobrás e ou-tras petrolíferas têm pela frentedois grandes desafios: desenvol-ver tecnologias que permitam aexploração submarina abaixo dacamada de sal com segurança eidentificar fornecedores locaisque atendam à demanda a pre-ços competitivos e dentro de pra-zos apertados.

Atualmente, o Brasil ocupa a14ª posição no ranking mundialde reservas de petróleo, lidera-do pela Arábia Saudita, segundodados da Organização dos Paí-ses Exportadores de Petróleo(Opep). Com mais 55 bilhões debarris, o País subiria para a 8ª po-sição, ultrapassando nações co-mo Líbia e Cazaquistão.

Em um esforço de viabilizar aprodução e fazer novas desco-bertas no pré-sal, Petrobrás eempresas parceiras estão inves-tindo US$ 93 bilhões entre 2012

e 2016. O montante equivale a40% de todo o investimento pre-visto pela estatal no período.

Na avaliação do diretor de tec-nologia e inovação da Coppe/UFRJ, Segen Estefen, são trêsos desafios tecnológicos impos-tos pelo pré-sal: desenvolvi-mento de materiais anticorro-são, para profundidades que va-riam de cinco mil a sete mil me-tros a partir do nível do mar;aprimoramento das técnicas deperfuração, para driblar a espes-sa camada de sal e mais cinco

quilômetros de rochas; e o es-coamento da produção, pois asplataformas ficam a 300 quilô-metros da costa.

Corrida. Desde que o primeiroóleo foi extraído do pré-sal, emsetembro de 2008, esses desa-fios vêm, aos poucos, sendo ven-cidos. Hoje, há oito campos emprodução comercial no pré-salnas bacias de Campos e Santos.Deles são extraídos mais de 200mil barris de petróleo por dia,uma produtividade que sur-preendeu a própria Petrobrás.

A maior dificuldade tem sidoo transporte até a costa. Uma op-ção, aponta a Coppe, seria cons-truir uma malha dutoviária paraescoar o petróleo. Hoje, ele étransportado por navios.

“Do ponto de vista tecnológi-co, temos de transformar os de-safios em oportunidades. Te-mos de fazer da corrida do pré-sal o mesmo que os Estados Uni-dos fizeram com a corrida espa-cial. Muitas tecnologias que es-tão no dia a dia dos americanos edo resto do mundo foram desen-volvidas naquela época (os anos60 e 70) e ganharam novas apli-cações”, afirma Estefen.

O desenvolvimento de forne-cedores locais também é umapreocupação. A Organização Na-cional da Indústria do Petróleo(Onip) estima que, entre 2010 e2020, o dispêndio (investimen-tos e gastos operacionais) da Pe-trobrás e de outras operadorasem exploração e produção, in-cluindo pós e pré-sal, será deUS$ 400 bilhões. A maior parteserá destinada à construção deplataformas, sondas de perfura-ção e navios.

Algumas dessas plataformasjá foram encomendadas no exte-rior, porque os estaleiros brasi-leiros não poderiam atender àdemanda no prazo ou não te-riam capacidade para construí-las. Caso da FPSO (sigla em in-glês para unidade flutuantes deprodução e armazenamento)Angra dos Reis, que tem conteú-do local abaixo de 5% e respon-de pela produção do campo deLula, no pré-sal. Ela foi construí-da na China.

Segundo a Petrobrás, novasunidades de produção estão sen-do construídas no estaleiro RioGrande e poderão atingir con-teúdo local de até 75%. Mas aestatal deixa claro que, emborasua política seja de maximiza-ção de nacionalização dos proje-tos, isso não ocorrerá a qual-quer custo.

E diz que “se um determinadoitem ou serviço não tiver no Bra-sil preço competitivo, qualida-de, prazo para atendimento equantidade suficientes paraatender à demanda, será impor-tado”.

Para evitar isso, a Onip estámapeando os gargalos do setor eidentificando as oportunidadesde nacionalização de componen-tes. As maiores estão no segmen-to de navipeças: cem projetos jáforam enumerados.

“A fase de exploração dos blo-cos é de três a cinco anos, e odesenvolvimento da produçãoleva mais dois a quatro anos”,afirma o superintendente daOnip Luiz Mendonça. “Temostempo suficiente para a cadeiaprodutiva se preparar para o pré-sal. Temos de fazer como a Co-reia, que não tem uma gota depetróleo, mas exporta para omundo”.

O setor enfrenta incertezas so-bre as novas rodadas de licitaçãoda Agência Nacional do Petró-leo (ANP) por causa do impassena votação sobre os royalties eno marco regulatório do pré-sal.A última rodada foi em 2008.

“As empresas já instaladas noBrasil veem se aproximar o esgo-tamento de suas áreas e as que seprepararam para entrar no mer-cado não conseguem oportuni-dade”, diz Flávio Rodrigues,coordenador do Comitê de Rela-ções Externas do Instituto Brasi-leiro de Petróleo e Gás.

“O País perde investimentosessenciais e o governo perde re-ceitas que seriam fundamentaispara a promoção do desenvolvi-mento”, acrescenta. Apesar dis-so, ele diz ter recebido com oti-mismo o anúncio do governo deque a 11ª rodada ocorrerá emmaio de 2013, e a primeira do pré-sal, em novembro de 2013.

Frota. Navio João Cândido, da Transpetro: mercado em alta


Colunista de O Globo – [email protected]

Novo horizonte. Operários da Petrobrás em plataforma no Campo de Lula: Brasil deve subir no ranking de maiores produtores



Angela LacerdaESTADOENVIADA ESPECIALCABO DE SANTO AGOSTINHO

Considerado um dos Estadoscom maior potencial para apro-veitamento de energia eólica noPaís, Pernambuco trabalha paraaproveitar o que a natureza lhedeu. No complexo portuário e in-dustrial de Suape, no municípiometropolitano de Cabo de SantoAgostinho, a argentina Impsa in-veste desde 2007 na maior fábri-ca de aerogeradores do Brasil. Aespanhola Gestamp, do grupoGonvarri, chegou em 2009 para

produzir torres. Juntas, empre-gam mais de 1,3 mil pessoas.

A LM Wind Power, dinamar-quesa, vai instalar fábrica de páseólicas. O grupo Gonvarri se or-ganiza para lançar a Iraeta, umafábrica de flanges, anéis queunem os grandes cilindros queformam as torres eólicas. Jun-tos, os quatro empreendimen-tos representam investimentosde R$ 350 milhões.

“É só o começo”, diz o secretá-rio estadual de Desenvolvimen-to Econômico, Frederico Amân-cio, presidente do Porto de Sua-pe. Ele destaca que o potencialeólico do Nordeste é de 144 GW(equivalente a 13 usinas BeloMonte), segundo a AssociaçãoMundial de Energia Eólica.

A geração de energia pelo ven-to se concentra nos Estados doRio Grande do Norte, Ceará e Ba-hia, onde estão instalados cercade 70% dos parques eólicos do

País. A expectativa brasileira éde gerar 10 GW até 2015, e 15 GWem 2020. A geração atual no Paísé de 2 GW.

Pernambuco está em posiçãode destaque nesse mercado con-siderado promissor. Tem umporto estratégico – no complexoindustrial de Suape –, e ofereceincentivos para se tornar umgrande polo de produção de equi-pamentos eólicos.

Com as novas empresas se fe-cha a cadeia produtiva das gran-des peças – torres, aerogerado-res e pás. Pernambuco busca ago-ra atrair o segundo nível da ca-deia, o de suprimentos, para re-duzir os custos. Para isso, Suapese tornou, há dois meses, o pri-meiro porto membro da Associa-ção Brasileira de Energia Eólica(Abeeólica).

O secretário acredita na ten-dência de chegada de empreendi-mentos eólicos para o Nordeste

pela própria dificuldade do setorquanto à mobilidade e logística.A maior produtora de pás eóli-cas, a Tecsis, exemplifica ele, fi-ca em Sorocaba (SP), a mais de

100 quilômetros do Porto de San-tos. “Um megaproblema de mo-bilidade”, define FredericoAmâncio, sobre o transporte daspás, de grandes dimensões, até o

porto, para então serem embar-cadas para o Nordeste.

O diretor executivo da Impsa,Emilio Guiñazú, diz que a estra-tégia da empresa em se instalarno litoral pernambucano foiacertada. Com capacidade paraconstruir 400 aerogeradorespor ano, a empresa pode chegara 500/ano. A demanda atual é de300, 30% acima do ano passado.Do total produzido, 88% se desti-nam ao mercado nordestino (Ba-hia, Ceará e Rio Grande do Nor-te). Os 12% restantes seguem pa-ra Argentina e Venezuela.

A empresa enfrenta dificulda-des de acesso ao complexo, comconstantes engarrafamentos.“Suape cresceu de forma explosi-va, abriga mais de 100 indús-trias, todas sofrem com a mobili-dade”, diz Guiñazú, ao destacartambém uma pendência em rela-ção aos impostos. “O equipa-mento eólico é isento de ICMS,mas os seus componentes não, oque vira custo para a empresa.”

Apesar dos obstáculos, a Imp-sa está construindo uma segun-da fábrica em Suape para produ-zir componentes para turbinaseólicas e geradores.

Pernambuco investe em polode produção de aerogeradores

● Em operação desde 2010 emPernambuco, a Gestamp não con-segue atender à demanda. Pro-duz 450 torres eólicas por ano, olimite da sua capacidade. “São24 horas por dia, sete dias porsemana”, informa o diretor PauloCoimbra. A fábrica emprega 560funcionários em três turnos.

A Gestamp fabrica torres me-diante projeto dos seus três gran-des clientes - Vestas, GE e Als-tom. E está investindo R$ 30 mi-lhões para melhorar seu produ-to. Hoje, compra chapas da Usimi-nas preparadas para serem sol-dadas. “Agora, vamos comprarchapa bruta e vamos fazer os cor-tes na fábrica”, disse Paulo Couti-nho. “A solda é o coração de umafábrica de torres.” A.L.

HÉLVIO ROMERO/ESTADÃO

GUSTAVO MAIA/ESTADÃO

Expansãode eólicas éde 216% emtrês anosPreço do megawatt hora caiu de R$ 300para R$ 100 e já desbanca fontes tradicionais

Fábrica de torresnão consegueatender à demanda

Bons ventos. Parque eólico de Caetité, na Bahia, construído pela Renova Energia: a paisagem da região mudou com 14 parques e 184 aerogeradores

Torres.Fábrica daGestamp, emSuape:emprego emalta


Renée PereiraESTADO

Com um custo superior a R$ 300o megawatt hora (MWh), pou-cos acreditavam no sucesso daenergia eólica no Brasil. Até2009, a participação na matrizelétrica era modesta: não passa-va de 0,6% do total. Mas o cená-rio mudou radicalmente. Emtrês anos, a fatia da energia pro-duzida com a força do vento namatriz nacional cresceu 216% eo preço caiu para cerca de R$100, desbancando fontes tradi-cionais, como as Pequenas Cen-trais Hidrelétricas (PCHs).

Até 2016, quando entram emoperação todos os parques eóli-cos que participaram dos últi-mos leilões promovidos pelo go-verno federal, o País terá 8,4 milMW de capacidade instalada –que representará investimentosda ordem de R$ 25 bilhões. Deacordo com o Plano Decenal deEnergia, elaborado pela Empre-sa de Pesquisa Energética(EPE), a previsão é que a capaci-dade instalada dos parques eóli-cos atinja 16 mil MW em 2020,ou 9% da matriz.

Os números da Associação

Brasileira de Energia Eólica(Abeeólica) são mais otimistas.A expectativa da presidente daentidade, Elbia Melo, é alcançar20 mil MW até o fim desta déca-da. “A fonte já está inserida namatriz elétrica. Agora estamospassando por um período deconsolidação e sustentabilida-de.” A executiva argumenta queo ponto essencial nesta fase émanter a previsibilidade de con-tratação da energia eólica. “Ouseja, precisamos ter, pelo me-nos, um leilão por ano para man-ter a competitividade da fonte.”

Subsídios. Até pouco tempoatrás, a construção das usinas eó-licas era subsidiada pelos brasi-leiros. Em 2004, o governo fede-ral lançou o Programa de Incen-tivo às Fontes Alternativas(Proinfa), que tinha o objetivode contratar 3,3 mil MW de ener-gia eólica, de biomassa e PCHs.Na época, o preço de cada MWhera R$ 312 e o custo de investi-mento era de R$ 6,5 milhões pormegawatt instalado.

Cinco anos mais tarde, um no-vo cenário foi desenhado pelacrise mundial. Com demandafraca, grandes produtores de

energia eólica, como Alemanha,Espanha e França, praticamen-te zeraram seus projetos. Semoutra alternativa, os fabricantesmiraram novos mercados. O Bra-sil foi o principal deles. Nesseambiente, o governo realizou oprimeiro leilão especialmentevoltado para eólicas. Dos 10 milMW inscritos, 1.837 MW foramcontratados, a um preço que va-riou entre R$ 131 e R$ 153,05 oMWh, números muito abaixodo que o mercado esperava.

De lá pra cá, foram quatro dis-

putas, sendo que a última redu-ziu o preço para cerca de R$ 100o MWh, preço mais caro apenasque o das grandes hidrelétricas.Alguns especialistas acreditamque a forte concorrência levou osetor a praticar preços abaixo docusto de produção e que não hámais espaço para queda. “Nãoacredito em grandes quedasnem em grandes altas. Acho quevai se manter no patamar atual”,destaca o presidente da CPFLRenováveis, Miguel Saad.

A empresa tem 558 MW de

energia eólica em operação,602 MW em construção e 2,4mil MW em estudos. SegundoSaad, a expectativa é atingir emdez anos cerca de 2 mil MW deenergia eólica. A maioria dosprojetos deverá ser instalada noNordeste, onde os ventos sãomelhores, avalia o executivo.No Brasil, o fator de capacidadede geração está na casa de 40%diante de uma média de 22% daEuropa.

Mas como o avanço da tecno-logia esse potencial já consegue

chegar a 45%, destaca Elbia, daAbeeólica. Ela explica que hojeas torres são mais altas, em tor-no de 100 metros, e conseguemcaptar melhor o vento. “A produ-tividade melhorou e o volumede investimento, que antes erade R$ 6,5 milhões, caiu para R$3,4 milhões o MW instalado.”Outro motivo de comemoraçãoé que o potencial eólico do Bra-sil, até então calculado em 143mil MW, está subestimado. El-bia diz que o novo mapa eólicodeve trazer números da ordemde 300 mil MW.

Empresas. Diante de númerostão vigorosos, os produtores deequipamentos não pensaramduas vezes e instalaram suas fá-bricas em várias regiões do Bra-sil. Em 2009, quando houve oprimeiro leilão, eram duas em-presas no País. Hoje já são 11 fa-bricantes nas Regiões Sudeste eNordeste. “A dinâmica do setormudou, ganhou uma nova cono-tação. O jogo nessa nova fase éde consolidação e eficiência”,avalia o diretor de investimen-tos da Renova Energia, Pedro Pi-leggi.

A empresa inaugurou em ju-lho o maior parque eólico daAmérica do Sul, com 184 aeroge-radores e 293,6 MW de potência,mas que ainda está parado porfalta de linha de transmissão. Aestatal Chesf, responsável pelasobras, não conseguiu licença am-biental para levar a construçãoadiante e só deve concluir os tra-balhos no segundo semestre doano que vem. Hoje, os investi-mentos da Renova estão concen-trados no oeste da Bahia.

Até 2016, a companhia terá1,1 mil MW de capacidade insta-lada na região. Pileggi conta queo potencial do semiárido baia-no, com terras já arrendadas, éda ordem de 4 mil MW. “Paranós a escala é importante. Nanossa lógica, não compensa fa-zer um parque eólico de 50 MW.Tem de ser de 250 MW, 300 MWpara dar escala ao projeto e redu-zir o custo unitário”, explica oexecutivo.

Em Suape, fábricasinvestem R$ 350 milhõespara fornecer torres epeças para parqueseólicos do Nordeste

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Luiz Guilherme GerbelliESTADO

O mercado de veículos elétricosno Brasil ainda está mais focadoem desenvolver projetos de cará-ter experimental do que atrairamplamente o mercado consu-midor. Um dos grandes entravespara o desenvolvimento de umconsumo em massa é o alto pre-ço desse tipo de automóvel noPaís, relacionado à falta de incen-tivos governamentais e à eleva-da carga tributária.

O carro elétrico recolhe noBrasil 55% de Imposto sobre Pro-dutos Industrializados (IPI), in-cluindo o aumento de 30 pontosporcentuais em vigor para im-portados. Modelos populares na-cionais, por exemplo, pagam 7%.

O cenário adverso não impe-de, porém, que estudos sejam fei-tos para identificar a viabilidadede veículos elétricos e a infraes-trutura necessária. Um consór-cio entre EDP, Instituto de Ele-trotécnica e Energia, da USP,Fundação Instituto de Adminis-tração e Sinapsis quer identifi-car, por exemplo, o impacto docarro elétrico no País no sistemade distribuição de energia. “O ob-jetivo é saber como o carro elétri-co impacta para uma empresa deenergia”, afirma Paulo Feld-mann, coordenador do projeto.

Em setembro, foi inauguradoum posto de carga rápida paracarros elétricos no campus daUSP. Nele, o carregamento para180 quilômetros demora até 30minutos. No carregamento len-to, o abastecimento pode levaraté oito horas. De acordo comFeldmann, existem 70 carros elé-tricos no Brasil, número insigni-ficante em relação ao de paísesasiáticos, europeus e nos EUA.Na China, são 780 mil veículos e,no Japão, 400 mil.

Na cidade de São Paulo, é pos-sível encontrar dois veículos elé-tricos num ponto de táxi nas es-quinas da Avenida Paulista e Ruada Consolação. Lançado em ju-nho, é um projeto feito em parce-ria entre Prefeitura, Renault-Nis-san, AES Eletropaulo e Associa-ção das Empresas de Táxi de Fro-ta do Município de São Paulo. Oprojeto terá dez unidades do Nis-san Leaf, primeiro carro 100%elétrico produzido em larga esca-la no mundo.

“Queremos avaliar a questãologística dentro do objetivo deestimular o uso de veículos commenor potencial poluidor”, afir-ma Maria Tereza Vellano, direto-ra Regional da AES Eletropaulo –empresa que ficou responsávelpor importar os carregadores. Aempresa também enxerga essemercado como um novo modelode negócio que começa a surgir.

Já a Cemig é parceira do proje-to Veículo Elétrico. O projeto éfruto de um acordo de coopera-ção firmado pela Itaipu Binacio-nal com a empresa suíça KWO –

Krafwerke Oberhasli AG. Ao to-do, 18 empresas estão na iniciati-va – a Fiat é responsável pela pla-taforma mecânica.

A CPFL também realiza estu-dos para o desenvolvimento decarros elétricos. “Desenvolve-mos projetos em três frentes:parceria com pioneiros no forne-cimento de veículos 100% elétri-cos, desenvolvimento de equipa-mentos de carregamento e de-senvolvimento de baterias nacio-nais”, afirma o diretor de Estraté-gia e Inovação da CPFL Energia,Fernando Mano.

Para orientar esse mercado, a

Agência Brasileira de Desenvol-vimento Industrial (ABDI) – emparceria com o Ministério do De-senvolvimento, Indústria e Co-mércio Exterior, o Ministério deCiência e Tecnologia e o BNDES– está desenvolvendo o projetoAgenda Tecnológica Setorial pa-ra estudar prioridades para o de-senvolvimento tecnológico naárea de mobilidade elétrica.

“Estamos reunindo todo o ma-terial produzido nos últimostrês anos e aproveitando os in-centivos do Inovar-Auto paratentar elencar algumas priorida-des na questão da mobilidade elé-

trica. O governo não tem medi-das específicas, mas estuda prio-ridades de apoio”, diz Bruno Jor-ge Soares, especialista da ABDI.

O fato de o mercado brasileiroser ainda pequeno não impedeque as montadoras busquem ga-nhar espaço. O MitsubishiiMiEV já está em testes São Pau-lo e no Rio – no mundo, foramvendidas 30 mil unidades. Noano que vem, a Toyota inicia avenda do Prius, modelo híbridomovido a eletricidade e gasolina,por R$ 120 mil. A Ford tem o Fu-sion Hybrid, primeiro híbrido co-mercializado no Brasil.

Veículo elétrico aindalonge do consumidor

ROBSON FERNANDJES/ESTADÃO

WERTHER SANTANA/ESTADÃO

Até 2017, carros terão deconsumir 13,6% menosProjeto Inovar-Auto, do governo federal, dará benefício extra de redução de 2 pontosporcentuais de IPI às empresas que desenvolverem produtos ainda mais econômicos

● Cenário

2003

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

2011 2003 2011

� Automóveis movidos exclusivamente a gosolina, que em 2003 representavam 72% da frota brasileira, deram espaço aos modelos flex, que permitem ao consumidor escolher o combustível

Evolução por tipo de combustível

EM PORCENTAGEM

EM MILHÕES DE UNIDADES

COMO RODAM OS CARROS BRASILEIROS

INFOGRÁFICO/ESTADÃOFONTE: SINDIPEÇAS E ANFAVEA

Tamanho da frota circulante

72 72 73

6459

5449

45

71

GASOLINA ÁLCOOL

0 25

8

16

2431

3741

FLEX

EM ANOS E MESES

Idade média da frota

Objetivos do novo regime automotivo

� Aumento dos investimentos na

cadeia automotiva

� Atração de novas montadoras

� Desenvolvimento em pesquisa e

inovação tecnológica

� Desenvolvimento da engenharia

automotiva

� Incorporação de novas tecnologias

automotivas nos veículos

� Melhoria da eficiência energética

� Melhor qualidade ambiental

� Incremento das exportações

� Aumento de compras locais

20,0

25,0

30,0

35,0

8,0

8,5

9,0

9,5

10,0

34,8

8,8

18 16 14109 7 5 4 3

10 2anos e

era a idade média em 1995

meses

Ajuste. Emissão de gás carbônico terá de cair para 135 g/km

Cargarápida.Feldmanabaste carrono Institutode EnergiaElétrica, naUSP


Cleide SilvaESTADO

Em menos de dez anos, a frotacirculante do Brasil cresceu 60%e hoje está próxima de 35 mi-lhões de veículos. Embora boaparte seja movida a etanol, com-bustível menos agressivo aomeio ambiente, ainda é muito po-luente em relação aos padrõesde países desenvolvidos. Redu-zir essa diferença, tornando oscarros brasileiros mais econômi-cos e mais limpos é uma das me-tas do novo regime automotivo,chamado de Inovar-Auto.

Lançado pelo governo brasilei-ro em outubro, após mais de umano de negociações, o Inovar-Au-to estabelece que até 2017 os car-ros novos terão de consumir13,6% menos combustível em re-lação ao índice atual. Significa

que terão de percorrer, em mé-dia, 15,9 km por litro de gasolinae 11 km por litro de álcool.

Empresas que conseguiremdesenvolver produtos aindamais econômicos, com capacida-de de rodar 17,2 km/l com gasoli-na e 11,9 km/l com álcool terãobenefício extra de redução de 2pontos porcentuais do Impostosobre Produtos Industrializa-dos (IPI). Se investir em novastecnologias, por exemplo naárea de segurança, terá direito amais 2 pontos de corte.

Um carro popular nacional(com motor 1.0) de uma fabri-cante habilitada pelo regime au-tomotivo recolherá 7% de IPI apartir de janeiro, mas essa alíquo-ta poderá cair a 3% se todas asetapas do programa forem cum-pridas. Essa redução resultaráem importante fator de competi-

tividade do produto.Em paralelo à redução de con-

sumo, os carros terão de dimi-nuir as emissões de poluentesem igual proporção. A exigênciado regime é que, até 2017, cadaautomóvel emita, em média, 135gramas de CO² por km rodado,meta que aproxima os veículosbrasileiros aos de países desen-volvidos. A Europa estabelece130 gramas de CO² por km roda-do até 2015 e 95 gramas até 2020.Já os EUA, onde veículos de gran-de porte como picapes e utilitá-rios esportivos são maioria nafrota, pretendem chegar a 154gramas em 2016.

“Nosso objetivo é garantir car-ros equiparáveis aos lá de fora etambém exportáveis”, diz BrunoJorge Soares, especialista daAgência Brasileira de Desenvol-vimento Industrial (ABDI). Ele

lembra que, por ter grande parti-cipação de veículos compactos emovidos a etanol, a frota brasilei-ra já tem bons níveis de eficiên-cia, “mas só isso não é suficientepara competir no mundo”.

Segundo o presidente da Asso-ciação Brasileira de EngenhariaAutomotiva (AEA), Antonio Me-gale, é preciso levar em contaque a Europa tem mix maior decarros a diesel, a eletricidade ehíbridos. Além disso, a gasolinalocal, assim como a usada nosEUA, é pura, sem a mistura deetanol, o que muda a forma demedir consumo e emissões.

Megale vê o novo regime co-mo “ambicioso” e ressalta que“todas as montadoras terão deaprimorar seus motores com no-vas tecnologias como injeção di-reta de combustível e sistema dequeima mais eficiente”. Os car-ros terão de ser mais leves, commelhor aerodinâmica, usarpneus de baixo atrito e sistemascomo o Start/Stop, que desliga omotor quando o condutor estáparado no trânsito.

Carros mais eficientes sãouma demanda cada vez mais ur-gente no Brasil. As montadorascalculam que, até 2020, os brasi-leiros deverão consumir entre 5milhões e 6 milhões de veículosanualmente. Neste ano as ven-das já devem atingir volume re-corde de 3,8 milhões de unida-des, 5% maior que o de 2011.

Com o rejuvenescimento dafrota nos últimos anos, o veícu-los também são menos agressi-vos ao meio ambiente por incor-porarem novas tecnologias.

Evolução. Apesar do atraso emrelação aos padrões mundiais,os automóveis brasileiros já evo-luíram muito nos últimos anos.Segundo a Associação Nacionaldos Fabricantes de Veículos Au-tomotores (Anfavea), seriam ne-

cessários 28 veículos atuais paragerar o mesmo nível de emis-sões de um veículo produzidoem meados dos anos 80.

Com tecnologia desenvolvidano Brasil, os carros flex deramimportante contribuição a esseprocesso. Lançado em 2003, osistema que permite ao consu-midor abastecer o tanque cometanol ou gasolina equipa maisde 80% dos veículos vendidosno País. Antes disso, em meadosdos anos 70, o País também foipioneiro na produção de veícu-los com motor 100% álcool.

O fato de o Brasil ter adotadoa política do carro flex, porém,acaba sendo um complicadorpara atingir metas globais deconsumo, pois são necessáriasmudanças na calibração do mo-tor, por exemplo. “Só por serflex, nosso carro já tem consu-mo maior em relação ao euro-peu”, exemplifica AlessandroRubio, do Centro de Experi-mentação e Segurança Viária.

Outro combustível alternati-

vo que reforça a matriz energéti-ca veicular brasileira é o biodie-sel. Desde 2010, o diesel distri-buído nos postos de todo o terri-tório tem 5% de biodiesel, obti-do de óleos vegetais extraídosda soja, algodão, girassol e cano-la, entre outros. Assim como oetanol da cana-de-açúcar, é umproduto renovável.

A indústria automobilísticabrasileira projeta investimen-tos de quase R$ 14 bilhões só pa-ra desenvolver tecnologias paraatender às novas normas do regi-me automotivo. Com isso, o pro-grama total de aportes previstopelo setor para o período 2011 a2015, que inclui novas fábricas,pode chegar a R$ 60 bilhões.

Reinaldo Muratori, da Socie-dade de Engenheiros da Mobili-dade (SAE), admite que, mesmoatendendo aos novos requisi-tos, o carro brasileiro continua-rá atrasado em relação aos euro-peus, mas ressalta que “se o Paíscontinuar nessa toada, vamosestar com eles em alguns anos”.

Alto preço é um dosentraves para consumoem massa; mercadoestá mais focado emdesenvolver projetos

BRUNO JORGESOARESESPECIALISTA DA ABDI“Nosso objetivo é garantir carrosequiparáveis aos lá de fora etambém exportáveis.”

ALESSANDRO RUBIOCESVI BRASIL“Só por ser flex, nosso carro játem consumo maior que europeu.”



Projeto experimental

A inda de forma expe-rimental, a primeirausina da América La-tina a funcionar

com a força das ondas do marjá começou a funcionar noPorto de Pecém, no litoralcearense, a cerca de 60 km dacapital Fortaleza.

A produção de energia de-ve ter início no primeiro se-mestre do ano que vem. Porenquanto, a geração ainda es-tá em fase de testes. O funcio-namento é interrompido pa-ra verificações do sistema degeração, criado pelo Institu-to Alberto Luiz Coimbra dePós-graduação e Pesquisa deEngenharia (Coppe) da Uni-versidade Federal do Rio deJaneiro (UFRJ)e patenteado

nos Estados Unidos. O sistemainédito tem apoio do governodo Ceará e foi financiado pelaTractebel Energia por meio doPrograma de Pesquisa e Desen-volvimento da Agência Nacio-nal de Energia Elétrica (Aneel),ao custo de R$ 18 milhões emquatro anos.

Deverão ser gerados 100 quilo-watts para o abastecimentoenergético do principal portocearense. Com a mesma quanti-dade de quilowatts é garantido oabastecimento de eletricidadede 60 famílias. “Essa instalaçãoé a ponta de um iceberg, o iníciode um processo complexo de in-corporar a força do oceano namatriz energética mundial”, ex-plica o diretor de Tecnologia eInovação do Coppe, Segen Este-fen. “É algo extremamente estra-tégico para a visão de futuro doBrasil.”

O protótipo criado pelo insti-tuto, acrescenta o especialista,não tem a pretensão de ser defi-nitivo nem de nortear sistemasde geração de energia a partir daforça do mar. “Estamos dispu-tando com outros sistemas e emprocesso de evolução, mas nin-guém tem a pretensão de desen-

volver um protótipo e quererque ele seja a solução”, comentaEstefen. “Há um esforço grandede alguns países, Reino Unido àfrente, de aproveitar os recur-sos do oceano na geração de ele-tricidade.”

Além das ondas, o mar ofere-ce a possibilidade de geração deenergia impulsionada pela movi-mentação das marés, correntes

marinhas, variação superior a20 graus Celsius entre as tempe-raturas mínimas e máximas daágua e até pelo teor de salinida-de. O Brasil tem condições deexplorar todas essas fontes.

Pelo menos dois desafios seapresentam para que o País pos-sa aproveitar a potencialidadedos recursos marítimos, ambosvinculados à necessidade de de-

senvolvimento tecnológico: acriação de instrumentos queapurem com precisão os dadosdas fontes geradoras e de equipa-mentos de conversão dos recur-sos em eletricidade.

O sistema de captação da ener-gia das ondas consiste em doisbraços mecânicos com boias flu-tuadoras presas na ponta de ca-da um deles. A energia é gerada

pela movimentação dasboias, que ativa um sistemade bombas hidráulicas, reser-vatório interno de água docee ambiente de alta pressão.

O plano da Tractebel éatrair, com base no protótipodo Ceará, fabricantes de equi-pamentos para usinas interes-sados em dar continuidade emelhorar o projeto / S.T.

Quem quer um carroelétrico quer um car-roverde,umcarroeco-logicamente correto,que não polui nemcontribui para o aque-cimento do Planeta.

Mas estamos longe disso. Para serecologicamente correto, não bastaque um automóvel não ejete gás car-bônico (CO²) pelo escapamento. Épreciso perguntar primeiro como éobtida a energia elétrica que o move.Hoje, nada menos que 81% da energiaglobal provém da queima de deriva-dos de petróleo e carvão. Não adiantagrande coisa substituir o escapamen-to pela chaminé. A atenuante é a deque, nas centrais térmicas, o gás car-bônico produzido pode ter controlemais eficiente do que o emitido pelos

escapamentos.No entanto, à medida que os motores

à explosão na frota global de veículosfossem substituídos pelos elétricos, se-ria necessário ver de que modo seria ge-rada tanta energia elétrica. Ou seja, en-quanto não se obtiver uma fonte não po-luidora e renovável de energia, o carroelétrico enfrentará graves limitações.

Essas são objeções sérias ao “carro dofuturo” – como o designa o brasileiroCarlos Ghosn, presidente do grupoRenault-Nissan. Mas há outras.

Há mais de dez anos, engenheiros ecientistas tentam desenvolveruma bate-ria eficiente, mas não foram muito lon-ge. As mais avançadas pesam cerca de500 quilos – trambolho que comprome-te o desempenho e a autonomia do veí-culo. Os entusiastas observam que essascoisas começam assim. Por exemplo, o

primeiro computador ocupava o andarinteiro de um edifício; e os primeiroscelulares eram um tijolão.

Em todo o caso, mesmo depois de pro-gresso tecnológico, as baterias de com-putadores,celulares e câmeras fotográfi-cas não conseguem armazenar energiamais do que para algumas horas de uso.E é preciso, também, resolver o proble-ma do recarregamento.

Os que apostam no carro elétrico lem-bram que a recarga pode ser feita à noite.Ainda assim, cada garagem teria de terinstalações elétricas especiais que, pro-vavelmente,implicariam aumento da ca-pacidade de todo o sistema. Mas comoresolver o problema de tantos edifíciose de tantas casas, no Brasil e no mundo,que não dispõem de garagem? E quemtem de deixar o carro na rua fará o quê?

A Renault desenvolveu projeto que

prevê troca da bateria nos postos decombustível. Trata-se de operação quenão leva mais do que alguns minutos. Oproblema aí é que a bateria correspondea cerca de metade do preço do carro elé-trico. Quem se sujeitaria a trocar umequipamento tão caro cujo estado deconservação não conhece? E qual seria aseguradora que daria cobertura a um veí-culo que, na primeira parada, poderiaser vítima de troca de gato por lebre?

Há ainda a questão da autonomia. Oscarros elétricos não aguentam mais doque 140 km ou 150 km sem recarga. Éclaro, o avanço da tecnologia sempre po-derábaixar esses números. Cabepergun-tar, também, quem, afinal, precisaria deuma autonomia superior a 150 km pordia na cidade? Talvez os taxistas ou osentregadores. Ora, mesmo quem, na mé-dia, não roda mais do que 30 km por diatem de estar preparado para viagens de200 km ou 300 km. E não se pode despre-zar os problemas causados pelo descar-te das baterias. Hoje, a reciclagem dasbaterias dos celulares e dos computado-res continua sem solução.

Finalmente, há o obstáculo do preço.Até agora não foram fabricados (e vendi-dos) carros elétricos por menos de R$120 mil por unidade – caros demais emcomparação com os convencionais. Ospoucos modelos vendidos na Europa eno Japão contam com subsídios de até

US$ 6 mil cada um. Até quando osgovernos e instituições públicas po-dem pagar esse pedaço da conta paratornar o produto atraente?

Aí é preciso, sim, levar em contacálculos de escala. A partir do dia emque uma montadora puder fazer aomenos metade de seus carros movi-dos à eletricidade, os preços ficarãomais baixos. Mas quanto mais bai-xos? Alguns lembram que a produçãoem massa de carros elétricos muda-ria toda a indústria. Milhares de fábri-cas de autopeças desapareceriam. Eumarede deproporções não desprezí-veisde empresasde manutenção (ser-viços de mecânica) teriam de se reci-clar ou fechar as portas. Mas, conve-nhamos, é do jogo. Como tantas ve-zes é lembrado, a indústria de lâmpa-das também levou à falência milharesde fabricantes de velas.

Enfim, o carro elétrico continuasendo uma aposta complicada. É porisso que algumas montadoras, comoa Ford e a Toyota, fizeram outra op-ção: desenvolver carros híbridos, emque o motor elétrico é alimentadopor energia gerada por queima de umcombustível num motor à explosão.

Diante dessas e de outras even-tuais considerações, por que não se-guir apostando no carro a álcool, aomenos no Brasil?

Captação solar começa a ficar viávelSistema pode se tornar competitivo em dez anos, mas já existem grandes projetos sendo iniciados, como o de Coremas, na Paraíba

DIVULGAÇÃO

DIVULGAÇÃO

Sergio TorresESTADO / RIO

Fonte geradora de eletricidadeainda pouco desenvolvida noBrasil, a energia solar poderá setornar competitiva em relação aoutros sistemas de geração até2020, estima a Agência Interna-cional de Energia (AIE).

A energia solar é a mais limpa erenovável das fontes energéti-cas. O que precisa ser desenvolvi-da é uma tecnologia mais barataque permita a produção em largaescala, a custos abaixo das fon-tes convencionais, como, porexemplo, a hidrelétrica, base dageração brasileira.

Dados da AIE indicam que acapacidade global de geração deenergia solar tem aumentadocerca de 40% ao ano desde 2000.Pelos cálculos da entidade, em2050 essa matriz responderá por11% da produção total de eletrici-

dade no planeta.No Brasil, a produção da ener-

gia solar ainda é reduzida, mas opotencial é expressivo. São pro-duzidos hoje no País 2 mega-watts (MW) por ano em progra-mas experimentais. Os projetosdestinam-se, principalmente, aoabastecimento de regiões desas-sistidas pela rede tradicional deenergia elétrica, em razão do iso-lamento.

Para o presidente da Empresade Pesquisa Energética (EPE),Maurício Tolmasquim, emboraainda não tenha ingressado emuma faixa competitiva, o preçoda energia solar tem caído bas-tante. “O Brasil registra um altoíndice de insolação, que se man-tém mais ou menos constantedurante o ano. O preço ainda écaro, não competitivo, em tornode R$ 200 o megawatt/hora”,afirma. “A energia solar vai cres-cer, é uma questão de tempo.”

Tolmasquim procura fazeruma comparação entre o nívelatual de geração de energia solarcom o de energia eólica (geradapela força dos ventos) anosatrás. “A mesma coisa que acon-teceu com a energia eólica. Co-meçamos com R$ 300 o mega-watt/hora. Hoje sai por R$ 100.Ainda vai acontecer algo pareci-do com a energia solar em umhorizonte de dez anos.”

A energia solar chega ao plane-ta nas formas térmica e lumino-sa. A irradiação seria suficientepara atender milhares de vezes oconsumo anual de energia domundo, mas sua atuação sobre asuperfície varia conforme a lati-tude, a estação do ano e as condi-ções atmosféricas.

Ao ser absorvida pelos siste-mas de captação, a irradiação dosol converte-se em calor, maté-ria-prima das usinas termoelétri-cas para produzir eletricidade. O

local da usina precisa ter alta inci-dência de irradiação, com pou-cas nuvens e chuvas, como acon-tece em parte do Nordeste brasi-leiro, especialmente na regiãodo semiárido.

Coremas. A companhia brasilei-

ra Rio Alto Energia focou investi-mentos em um projeto de usinasolar em complemento com bio-massa na cidade de Coremas, nosertão da Paraíba. Também viabi-liza a implantação de uma unida-de de 20MW na região do Valedo Jequitinhonha (norte de Mi-

nas Gerais). O investimento emCoremas é de R$ 325 milhões.

Como Tolmasquim, o executi-vo Erico Evaristo, membro doConselho Administrativo daBolt Energias, vislumbra a possi-bilidade de crescimento expres-sivo da energia solar nos próxi-mos anos. Ele destaca os proje-tos de implantação de sistemasde geração distribuída, que pode-rão baratear as contas de ener-gia. Os projetos preveem que du-rante o dia as placas captam aenergia solar. Se o consumidornão usa toda a energia apreendi-da, o excedente passa para a redede energia convencional. A tarifaé cobrada com descontos calcu-lados com base na energia solartransferida. “Para isso, é precisoter medidores especiais. Calculoque seja um investimento para20 anos. A construção de usinassolares não é viável hoje, mas aeólica não era há cinco anos.”

A ENERGIA QUEVEM DO BALANÇODAS ONDASUsina instalada no Porto de Pecém começa aproduzir eletricidade em caráter experimental

Carro elétrico vale a pena?●✽ [email protected]

CELSOMING

Natureza. Ondas movem braços mecânicos flutuantes que ativam bombas hidráulicas: energia para abastecer porto

Sol. Usina de Mérida, na Espanha: Nordeste segue exemplo


● ParceriasO gerente de Operação de Pro-dução e de Pesquisa e Desen-volvimento da Tractebel, Sér-gio Maes, conta que a empre-sa incentiva a aproximaçãoentre academia e iniciativaprivada para gerar conheci-mentos e novas tecnologia.

Colunista do Estado


O trecho inicial do primeiro du-to do mundo para o transporteexclusivo de etanol já está com-pletamente enterrado nos 215quilômetros que separam Ribei-rão Preto (SP), principal poloprodutor, e Paulínia (SP), maiorcentro distribuidor do combustí-vel do País. Com o cronogramacumprido à risca e custo de R$ 1bilhão, o trecho será inauguradoe entrará em fase de pré-opera-ção em março de 2013, prontopara escoar o álcool produzido jána próxima safra de cana, inicia-da em abril.

“A obra está na fase de constru-ção do centro coletor do combus-tível, em Ribeirão, e no distribui-dor, em Paulínia, rigorosamentedentro do cronograma; vamosfluir etanol por São Paulo emmarço”, disse Alberto Guima-rães, presidente da Logum. Acompanhia constrói e vai operaro empreendimento de R$ 7 bi-

lhões, que transportará, por 1,3mil quilômetros de dutos, até2016, o álcool de cana entre oscentros produtores e consumi-dores de Goiás, Minas Gerais,São Paulo e Rio de Janeiro.

Já no início da operação entreRibeirão Preto e Paulínia, o eta-nol poderá chegar até o Rio deJaneiro por meio da conexão dosdutos da Petrobrás, uma das só-cias do empreendimento. A esta-tal tem 20% da Logum, mesmoporcentual das sócias Raízen,Copersucar e Odebrecht/ETH.Além delas, Uniduto e CamargoCorrêa - que toca a obra - têm10% cada. O etanolduto devetransportar mais de 20 bilhõesde litros por ano com tancagempara 1,2 bilhão de litros de álcoolquando a obra for concluída.

Sigilo. Segundo Guimarães, aLogum já está em fase final denegociação e elaboração de con-tratos com os primeiros clientes– entre usinas, distribuidoras etradings – para o início do escoa-mento. Ele mantém os nomesdos potenciais clientes em sigi-lo, bem como o valor da tarifapara o transporte, que será publi-cada pela companhia no início

das operações e terá a fiscaliza-ção da Agência Nacional do Pe-tróleo, Gás Natural e Biocombus-tíveis (ANP). “Nossa tarifa entredois pontos vai ser, no mínimo,20% inferior ao equivalente ro-doviário e terá descontos maio-res de acordo com os volumes edistâncias percorridas”, garan-tiu. “Aos produtores, vamos ain-da oferecer um serviço para a co-leta do etanol nas usinas e levá-lo até Ribeirão Preto.”

Previsto para começar a serconstruído em novembro desteano, o segundo trecho do etanol-duto, nos 136 km entre RibeirãoPreto e Uberaba (MG), terá iní-

cio em março e estará pronto emmeados de 2014. Segundo o presi-dente da Logum., o atraso ocor-reu por problemas técnicos e ain-da pelo início do período de chu-vas na região.

Em julho de 2013, ainda com aobra de entrada no trecho minei-ro do etanolduto em andamento,a companhia iniciará o trecho en-tre Uberaba e Itumbiara (GO), openúltimo antes da chegada a Ja-taí(GO),o pontofinal.A obrapre-vê ainda a interligação, por meiode um ramal, de Paulínia às mar-gens da Hidrovia Tietê-Paraná,em Anhembi (SP), para a coletadoetanoltransportadoporbarca-ças, bem como a exportação, viaoceano Atlântico, em Caraguata-tuba (SP).

A exportação do etanol, aliás,originou o primeiro projeto deum etanolduto, quando aindaera tocado pelo consórcioPMCC (Petrobrás, Mistui e Ca-margo Corrêa). No entanto,com a fusão da PMCC com ou-tros projetos, o nascimento daLogum, a oferta ainda restrita e ademanda externa volátil de eta-nol, o projeto migrou para a dis-tribuição do combustível no mer-cado interno. “O projeto de ex-portação não vai morrer e já noinício da operação poderemos es-coar 2 bilhões de litros, mas aprioridade é abastecer o merca-do interno e só vamos avaliar ospróximos passos, incluindo o es-coamento em Caraguatatuba,em 2016”, concluiu. / G.P., DO

ESTADO

Luciana ColletESTADOENVIADA ESPECIAL / ITIRAPINA

Projetos que favorecem a redu-ção de custos de exportação deaçúcar, ao mesmo tempo que re-tiram caminhões das estradas ereduzem emissões de gases po-luentes, são prioridade paragrandes empresas do setor, co-mo o Grupo Cosan e a Coopersu-car. As duas empresas anuncia-ram investimentos que soma-dos atingem R$ 3,4 bilhões emprojetos logísticos até 2015 e esti-mam que propiciarão uma redu-ção de pelo menos 62 mil viagensde caminhões por mês.

A Cosan, por meio de sua em-presa logística Rumo, está inves-tindo R$ 1,4 bilhão em terminaise reforma de linhas férreas quepermitirão o escoamento de 11milhões de toneladas anuais deaçúcar por ferrovia até 2015.“Mudaremos o transporte deaçúcar produzido na região cen-tro-sul ao Porto de Santos do mo-dal rodoviário para o ferroviárioe deixarão de circular pelas estra-das 30 mil caminhões por mês”,

disse o diretor presidente da Co-san, Marcos Lutz.

A empresa acaba de inaugurara primeira fase de um terminalintermodal na cidade de Itirapi-na, no interior de São Paulo. Ocomplexo, que já recebeu umaporte de R$ 100 milhões, abrigapor ora um armazém com capaci-dade para 110 mil toneladas,uma tulha ferroviária, para o car-regamento dos vagões, com ca-pacidade para expedir 44 mil to-neladas e um ramal ferroviário

de 5,6 quilômetros, capaz de rea-lizar o carregamento com a com-posição em movimento. Até2015, o terminal deve movimen-tar até 12 milhões de toneladasde açúcar e grãos por ano.

A Rumo Logística tambémaplicou recursos na compra de50 locomotivas e 729 vagões e es-tá realizando, em parceria com aAmérica Latina Logística (ALL),a recuperação da malha ferroviá-ria no trecho de Itirapina a San-tos. A empresa também está de-

senvolvendo projetos para a co-bertura de seus terminais no Por-to de Santos, com o objetivo depermitir o embarque de açúcarmesmo nos dias chuvosos. Deacordo com o diretor presidenteda Rumo, Julio Fontana Neto, oterminal deixa de operar por até120 dias no ano por causa daschuvas.

O executivo informou que dovolume total de açúcar processa-do pela Raízen, joint venture en-tre Cosan e Shell para a produ-

ção de açúcar e etanol e distribui-ção de combustíveis, cerca de60% foram escoados pela ferro-via na última safra e a meta é che-gar a 90% quando todo o planode investimentos for concluído.

Etanolduto. A Copersucaranunciou investimentos de R$ 2bilhões em logística, montanteque inclui não apenas a expan-são da capacidade de armazenare transportar açúcar por ferroviaaté o Porto de Santos, como tam-bém expansão da logística de es-coamento de etanol, incluindosua participação na implantaçãode um etanolduto. A empresa re-vela que pretende transportarpor meio de ferrovias 70% de seuaçúcar a granel até 2015. Atual-mente, esse modal responde porcerca de 50% do transporte dacommodity. A empresa já inves-tiu R$ 30 milhões na ampliaçãodo Terminal Multimodal de Ri-beirão Preto, para permitir o au-mento da capacidade de recep-ção, armazenagem e expediçãode açúcar, além de maior veloci-dade nas operações, que são fei-tas pela Ferrovia Centro-Atlânti-ca (FCA).

Segundo o presidente executi-vo da companhia, Paulo Robertode Souza, a Copersucar terámais três terminais multimo-dais para o escoamento de açú-car até 2015, dois no Estado deSão Paulo e um em Minas Ge-rais. / COLABOROU GUSTAVO PORTO

Etanolduto começa afuncionar em março

Grupos reduzem custos e poluição com ferrovias

Sem políticapública,biomassanão avançaCom bagaço de cana, País poderia gerarenergia equivalente a duas usinas de Itaipu

CELIO MESSIAS/ESTADÃO

TIAGO QUEIROZ/ESTADÃO

Gustavo PortoESTADO

A energia elétrica produzida emusinas térmicas a biomassa dobagaço de cana-de-açúcar, ou se-ja, de uma fonte renovável, temcapacidade de agregar ao siste-ma brasileiro 15,3 mil mega-watts médios em 2020, o corres-pondente a 18% do consumo na-cional previsto para aquele ano.Esse total é mais de sete vezes acapacidade instalada atual, de2,112 mil MW médios – da qual 1mil MW são utilizados pelo sis-tema e o restante pelas usinasde açúcar e etanol –, quase duasvezes o que o Estado de São Pau-lo consumiu em 2011, ou aindaduas usinas de Itaipu.

Mas a falta de uma política pa-ra o setor ameaça esse poten-cial. Com a concorrência das usi-nas eólicas, que têm isenção doImposto Sobre Circulação deMercadorias e Serviços (ICMS)em toda a cadeia para seremconstruídas, e das térmicas agás, que possuem um custo bemmenor por serem extrativistas,as unidades a biomassa cada vezmais são minoria nos leilões dogoverno federal para a aquisi-ção de energia nova.

Desde 2011, nos últimos doisleilões, de toda demanda con-tratada, 43% veio de eólicascom 78 projetos, 43% de apenas2 projetos de térmicas a gás e as10 usinas a biomassa colabora-ram com 4% do total. “O preço

médio de R$ 103 por MW (em2008 era R$ 153), os leilões mis-turando fontes diferentes deenergia e a concorrência des-leal com as outras geradorasnão incentivam mais as usi-nas”, disse Zilmar José de Sou-za, gerente em bioeletricidadeda União da Indústria de Cana-de-açúcar (Unica).

Para Souza, a política setorialde longo prazo para a bioeletri-cidade deveria prever leilões es-pecíficos dessa fonte e dividi-dos de acordo com a demandaregional.

Economia. Estudo da Unicaaponta que se todo o potencialde bioeletricidade fosse incor-porado ao sistema elétrico, ha-veria uma economia de 5% daágua dos reservatórios de hidre-létricas do Sudeste e do Centro-Oeste e 2,9 milhões de tonela-das de gás carbônico (CO²) dei-xariam de ser emitidas. De acor-do com o consultor e sócio-dire-tor da Canaplan, Luiz CarlosCorrêa Carvalho, também presi-dente da Associação Brasileirado Agronegócio (Abag), “é preci-so ainda a criação de uma políti-ca tributária específica, que dife-rencie essa energia limpa, gera-da com base na biomassa, da su-ja, vinda do gás, por exemplo”.

Na avaliação do consultor, afalta de incentivo para a bioele-tricidade pode determinar as de-cisões das usinas na área agríco-la. “As próximas variedades decana têm um potencial de produ-zir de 40% a 50% mais açúcar eetanol, ou ainda até o dobro defibra, que seria uma cana que po-de ampliar a produtividade paraa energia elétrica. Sem incenti-vo para a bioeletricidade, no fu-turo próximo, certamente osprodutores poderão optar pelasvariedades com mais açúcar”,concluiu Carvalho.

● VantagensSistema exclusivo para otransporte de etanol ligamaior área produtora aoprincipal centro dedistribuição

● Investimentos

Logística. Terminal de Itirapina, no interior paulista: menos caminhões, menos emissão de carbono e mais economia

Trajeto. Primeiro trecho do etanolduto percorrerá 215 km entre Ribeirão Preto, polo produtor, e Paulínia, centro distribuidor

Investimentos de R$ 3,4bilhões da Cosan e daCoopersucar eliminam62 mil viagens decaminhão por ano


● DesperdícioPara Zilmar José de Souza, daUnica, a falta de incentivo à bioe-letricidade do bagaço de canapoderá acabar com o parque daindústria de base montado nascidades paulistas de Sertãozinhoe Piracicaba.

ALBERTO GUIMARÃESPRESIDENTE DA LOGUM“Nossa tarifa entre dois pontosvai ser, no mínimo, 20% inferiorao equivalente rodoviário e terádescontos maiores de acordocom os volumes e distânciaspercorridos.”

“Aos produtores, vamos aindaoferecer um serviço de coleta.”

R$ 1,4 bivai ser investido pela Cosan, pormeio de sua empresa logísticaRumo, em terminais e reformasde linhas férreas

R$ 2 biserão investidos pelaCopersucar em logística

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Novasfontes deenergiapara ocrescimento · “Ninguém quer construir um reservatório de qualquer jeito. Masnãopodemossimplesmen-te eliminar a possibilidade de construir uma hidrelétrica