Sistema Elétrico Brasileiro Expansão Hidrotérmica · de negócios no mercado de energia. Atua nos mercados de petróleo e seus derivados, gás natural, energia elétrica e fontes

Sistema Elétrico Brasileiro

Expansão Hidrotérmica

Adriano Pires

Abel Holtz

Setembro 2011

CBIE

Centro Brasileiro de Infraestrutura

O CBIE - CENTRO BRASILEIRO DE INFRAESTRUTURA

O CBIE é uma empresa de consultoria e informação especializada em serviços de inteligência e gestão

de negócios no mercado de energia.

Atua nos mercados de petróleo e seus derivados, gás natural, energia elétrica e fontes de energia

renovável; considerando a interdependência existente entre estes mercados.

Monitora continuamente os eventos do mercado, a economia, o cenário político, as decisões

governamentais - em especial de órgãos reguladores - e outros fatores externos que possam afetar a

dinâmica das indústrias de energia.

Possui como vantagem comparativa a combinação única da experiência de profissionais no setor

privado e público com o domínio dos fundamentos do mercado de energia.

Sistema Elétrico Brasileiro | Expansão Hidrotérmica

Resumo


RESUMO

O Brasil detém um dos maiores potenciais de geração hidroelétrica do mundo e por conta dessa

característica desenvolveu uma matriz elétrica entre as mais limpas e estimulou o desenvolvimento de

um sistema interligado capaz de aproveitar sinergias. No entanto, converter o potencial hidroelétrico

remanescente em produção de energia tem-se mostrado tarefa árdua tanto pela distância entre áreas

de produção e os centros de consumo, quanto pelas exigências estabelecidas nos processos de

licenciamento ambiental.

A partir dessas dificuldades, este trabalho analisa as diversas alternativas de cenário para a construção

de uma matriz elétrica diversificada e adequada ao atendimento da demanda do país, à luz dos

desafios que se delineiam para os próximos anos: o crescimento da demanda; o vencimento dos

contratos de energia existentes; e o vencimento das concessões de geração, transmissão e

distribuição.

O objetivo final do trabalho é propor um conjunto de políticas públicas e soluções para a matriz

energética brasileira, as quais, necessariamente, terão de considerar o enorme potencial hidroelétrico

do país, a grande disponibilidade de gás natural que advirá da exploração das áreas do Pré-Sal, além

do potencial do carvão mineral no sul do Brasil e das fontes renováveis, como eólica e biomassa. Para

que isso ocorra, entretanto, é preciso constituir um ambiente regulatório estável e um planejamento

energético consistente, além de políticas de continuidade de ações livre de interferências de políticas.


Sumário


SUMÁRIO

INTRODUÇÃO .......................................................................................................... 3

1. VISÃO GERAL ...................................................................................................... 5

1.1 NOVO MODELO ................................................................................................. 6

1.2 OPERAÇÃO ........................................................................................................ 6

1.3 EXPANSÃO ......................................................................................................... 7

1.4 PREÇOS E TRIBUTOS ....................................................................................... 8

1.5 RENOVAÇÃO DAS CONCESSÕES ................................................................... 8

1.6 INTERCONEXÃO ELÉTRICA ............................................................................. 9

2. LINHA DO TEMPO DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO ................................. 10

3. ALTERAÇÕES RECENTES NA LEGISLAÇÃO .................................................. 11

4. CENÁRIO ATUAL ............................................................................................... 13

4.1 ENERGIA HIDROELÉTRICA ............................................................................ 14

4.2 ENERGIA TERMOELÉTRICA ........................................................................... 20

4.2.1 PETRÓLEO E GÁS NATURAL ...................................................................... 20

4.2.2 CARVÃO MINERAL ....................................................................................... 25

4.2.3 NUCLEAR ...................................................................................................... 28

4.2.4 BIOMASSA ..................................................................................................... 30

4.3 ENERGIA EÓLICA ............................................................................................ 31

4.4 ENERGIA SOLAR: TÉRMICA E FOTOVOLTAICA ........................................... 34

5. QUESTÕES ATUAIS DO SETOR ELÉTRICO .................................................... 36

5.1 EXPANSÃO DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO ............................................... 36

5.2 INTEGRAÇÃO ENERGÉTICA COM A AMÉRICA DO SUL .............................. 38

5.3 ALTERAÇÕES NA OPERAÇÃO ....................................................................... 40

5.4 PREÇO DA ENERGIA ...................................................................................... 44

5.5 CARGA TRIBUTÁRIA ....................................................................................... 48

5.6 VENCIMENTO DE CONCESSÕES .................................................................. 51

5.7 FINANCIAMENTO ............................................................................................. 52

5.8 INADIMPLÊNCIA NO SETOR ELÉTRICO ........................................................ 54

5.9 IMPACTOS AMBIENTAIS ................................................................................. 55

6. ANÁLISE DO SISTEMA HIDROTÉRMICO ......................................................... 60

7. DEMANDA FUTURA – CENÁRIOS .................................................................... 65

7.1 CENÁRIO PROVÁVEL ...................................................................................... 67


7.1.1 EVOLUÇÃO DA CAPACIDADE INSTALADA ............................................... 68

7.1.2 GERAÇÃO DE ENERGIA .............................................................................. 69

7.2 CENÁRIO CONSERVADOR ............................................................................ 70

7.2.1 EVOLUÇÃO DA CAPACIDADE INSTALADA ................................................ 71


7.3 CENÁRIO AGRESSIVO .................................................................................. 72

7.3.1 EVOLUÇÃO DA CAPACIDADE INSTALADA ................................................ 73


7.4 RESUMO DOS CENÁRIOS ............................................................................. 76

7.5 INVESTIMENTOS NECESSÁRIOS ................................................................. 78

7.6 RECEITA DA GERAÇÃO ................................................................................ 79

7.7 RESULTADOS DOS CENÁRIOS ..................................................................... 79

8. CONCLUSÕES ................................................................................................... 82

9. AÇÕES RECOMENDADAS ................................................................................ 85

9.1 PLANEJAMENTO ............................................................................................. 85

9.2 MEIO AMBIENTE ............................................................................................ 86

9.3 OPERAÇÃO .................................................................................................... 88

9.4 FINANCIAMENTO ........................................................................................... 88

9.5 OUTRAS SUGESTÕES.................................................................................... 89

9.5.1. PLANO DECENAL DE EXPANSÃO DE ENERGIA ...................................... 89

9.5.2. LEILÕES DE ENERGIA NOVA ..................................................................... 89

REFERÊNCIAS ...................................................................................................... 91

ANEXO I – PREMISSAS CENÁRIOS ..................................................................... 92

ANEXO II – CENÁRIO PROVÁVEL ........................................................................ 93

ANEXO III – CENÁRIO CONSERVADOR .............................................................. 94

ANEXO IV –CENÁRIO AGRESSIVO ..................................................................... 95

3


INTRODUÇÃO

O Brasil detém um dos maiores potenciais de geração hidroelétrica do mundo e por conta dessa

característica, as usinas hidroelétricas (UHEs) respondem hoje por 84% da geração elétrica no país.

Essa peculiaridade permitiu à nação ter uma matriz elétrica entre as mais limpas do mundo; além

disso, estimulou o desenvolvimento de um sistema interligado capaz de aproveitar as sinergias

existentes entre as diversas bacias hídricas existentes no território, originando um mercado de energia

com características muito particulares e sem precedentes em outras partes do mundo.

Cerca de metade do potencial hidroelétrico brasileiro economicamente explorável ainda não foi

aproveitado. Converter essa imensa reserva em energia, no entanto, efetivamente, tem-se mostrado

tarefa árdua tanto pela distância entre áreas de produção e os centros de consumo, quanto pelas

exigências estabelecidas nos processos de licenciamento ambiental, o que, muitas vezes, impede o

aproveitamento máximo desse potencial.

Como consequência desse embate, as novas UHEs e as Pequenas Centrais Hidroelétricas (PCHs) em

construção estão trabalhando em condições muito inferiores a sua capacidade ideal, utilizando o

modelo a fio d´água e tornando-se incapazes de estocar nos seus reservatórios a energia que

poderiam gerar e consequentemente dificultando uma modulação da operação que possa tender a

demanda do país. Esse contexto inédito tem criado questionamentos de como o país poderá vir a

operar o sistema elétrico interno.

Com a diminuição da capacidade de armazenamento dos reservatórios das hidroelétricas, o Brasil vem

caminhando para uma maior carbonização da matriz elétrica. Isso se deu pela contratação de

termoelétricas a hidrocarbonetos ─ de construção mais rápida e, surpreendentemente, com menores

restrições para licenciamento ambiental ─ que imprimiram uma aura de confiabilidade ao sistema. Mais

recentemente, o país voltou-se para empreendimentos de energias de biomassa, eólica e térmica,

mas, embora tenham um cunho de fontes renováveis, ainda não atingiram uma maturidade de

investimentos que confiram ao sistema a confiabilidade de suprimento que as UHEs com reservatórios

propiciavam antes das restrições ambientais.

4


Este trabalho procura detalhar o porquê de a carbonização de matriz elétrica ainda ser a principal

expressão energética do país. O histórico recente do Setor Elétrico Brasileiro será documentado e

analisado, demonstrando-se a transformação da matriz de geração de energia elétrica brasileira a

partir de 2003.

O trabalho tem como objetivo analisar as diversas alternativas de cenário para o suprimento de energia

elétrica no atendimento à demanda do país, à luz dos desafios que se delineiam para os próximos

anos: o crescimento da demanda; o vencimento dos contratos de energia existentes; e o vencimento

das concessões de geração, transmissão e distribuição. Nessa análise, considera-se, ainda, a

integração do Brasil com outros países vizinhos da América Latina e procura-se, também, desmitificar

algumas fontes de energia que, talvez por força do desconhecimento, são depreciadas ou

excessivamente laureadas nas políticas públicas para o setor.

Esse relatório, também, alerta para pontos críticos que devem ser observados e monitorados nesse

momento de apreciação de novas fontes energéticas. A idéia é propor ações de política pública e

soluções para a matriz energética brasileira, as quais, necessariamente, terão de considerar o enorme

potencial hidroelétrico do país e a grande disponibilidade de gás natural que advirá da exploração das

áreas do Pré-Sal. Para que isso ocorra, entretanto, urge um ambiente regulatório estável e um

planejamento energético consistente, além de políticas de continuidade de ações, o que não pode ter

interferências de políticas partidárias no processo.

5


PARTE I

1. VISÃO GERAL

A garantia do suprimento de energia elétrica, a qualidade e a confiabilidade de seu fornecimento são,

sem dúvida, questões básicas para o desenvolvimento e a competitividade de um país. Para atender

esses critérios de excelência, o governo brasileiro decidiu, no passado, converter as empresas

privadas pioneiras em estatais federais como a Companhia Hidroelétrica do São Francisco (Chesf) e

algumas estatais estaduais como a Companhia Energética de Minas Gerais (Cemig).

Apesar da competência técnica desenvolvida no setor pelo modelo estatal, instalado após a percepção

disseminada da sua importância para o desenvolvimento do país, as empresas do setor elétrico

sempre foram influenciadas por decisões e ingerências políticas que comprometem a estabilidade da

produção, pois essa depende de medidas hierárquicas governamentais. Essa instabilidade de

diretrizes veio a aprofundar-se na sua trajetória a tal ponto que tornou economicamente inviável a

expansão do setor a partir de 1980 pelas empresas estatais, não só em razão das políticas

econômicas governamentais (contenção tarifária, antecipação de megaprojetos, por exemplo) como

pelas ingerências políticas na gestão de algumas concessionárias.

Enquanto isso, em vários países, era iniciada uma verdadeira revolução em um setor tido como

monopólio natural. Essa revolução preconizou o fim de uma estrutura baseada na integração em

grupamentos regionais de geração, transmissão e distribuição, para uma desverticalização

(“unbundling”) desses segmentos com a introdução da competição na geração e permitindo, aos

consumidores, escolher seus supridores, garantindo o livre acesso às redes de transmissão e

distribuição.

Nesse contexto, no Brasil, ampliava-se a crise do setor elétrico interno e, em 1993, o governo assumiu

um passivo de US$ 26 bilhões em dívidas de suas estatais, ao mesmo tempo, em que concedia um

aumento real nas tarifas de 70%. A consequência natural dessa crise foi a elevação do risco de deficit

de energia, devido à falta de investimentos para expandir a capacidade de geração e às crescentes

restrições na transmissão. Esse quadro panorâmico foi estabelecendo um novo ciclo de inadimplências

entre as concessionárias de geração e de distribuição.

Decidiu-se, pois, dar início a um processo de privatização do setor elétrico brasileiro e as

concessionárias distribuidoras foram as primeiras a serem leiloadas, entre as quais estavam Escelsa

(ES) e Light (RJ), privatizadas em 1995 e 1996, respectivamente.

Por outro lado, nesse contexto, se viabilizaram parcerias entre o setor privado e as estatais para

finalizar empreendimentos de UHEs paralisadas, com grande sucesso. No total, entre 1996 e 2002,

foram licitados aproveitamentos hidroelétricos que somavam 12.144 MW – uma média de 1.734 MW

por ano. Nesse período, entraram em operação 12.319 MW oriundos de novas UHEs: as que se

6


encontravam em obras antes de 1996, produzindo uma média de 1.759 MW por ano. Esse esforço fez

com que entre 1996 e 2002 entrassem em operação 20.576 MW, em média 3 GW/ano.

Durante esses sete anos, começaram a ser igualmente licitadas novas linhas de transmissão e

estações de transformação destinadas a ampliar e reforçar a Rede Básica de Transmissão, assim

como foram configurados mais 11.144 quilômetros de linhas à rede, o que contribuiu para aumentar a

segurança do sistema.

1.1 NOVO MODELO

Este modelo inédito possibilitou o aparecimento de novas instituições no setor elétrico brasileiro. As

principais foram a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), o Mercado Atacadista de Energia

(MAE), que, em 2004, foi reestruturado e cedeu lugar à Câmara de Comercialização de Energia

Elétrica (CCEE) e o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS).

O planejamento energético do país foi centralizado pelo governo federal que criou a Empresa de

Pesquisa Energética (EPE). Essa estatal, entre outras atribuições, passou a determinar quais

empreendimentos estão aptos a serem ofertados nos leilões de energia nova, após receberem uma

licença prévia de instalação dos órgãos competentes.

1.2 OPERAÇÃO

Com a reestruturação do sistema ocorrido em 2004, as distribuidoras de energia passaram a ter a

obrigatoriedade de contratar toda a demanda de energia de seus consumidores cativos por meio de

leilões de energia. Os leilões começaram a ocorrer em 2005, com a contratação de energia gerada por

UHEs existentes e por um grande número de UTEs a óleo combustível, que mantinham o preço de

venda médio maior do que as UHEs, elevando as tarifas de energia dos consumidores.

Dessa forma, foi criado um ambiente seguro para os novos geradores, com a garantia de que a

energia fosse vendida para as distribuidoras em contratos com prazos mais longos. As novas

concessões de empreendimentos de geração, por sua vez, passaram a ser obtidas pelas empresas ou

por consórcio de empresas, que ofertassem a menor tarifa de venda da energia nos leilões. Essa nova

configuração viria a estimular a modicidade tarifária.

Cabe observar, também, que as hidroelétricas licitadas desde 2003 são praticamente todas a fio

d’água ou com capacidade ínfima de acumulação. O ONS, por diversas vezes, tem alertado sobre a

redução da capacidade de regularização plurianual do sistema: a relação entre toda a energia

armazenável (em MWmédios) em forma de água nos reservatórios e a demanda nacional (também em

MWmédios) apresentou, em números aproximados, queda de 6,7, em 2000, para 4,5, em 2012. A

consultoria PSR estima, por sua vez, que haverá uma perda na capacidade de regularização do

sistema hidroelétrico da ordem de 10%, entre 2010 e 2020. Com isso, a capacidade de armazenar

energia do SIN está diminuindo e as térmicas tendem a aumentar seu papel na regularização do

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sistema, com impactos previsíveis sobre os preços e sobre o meio ambiente, com destaque para as

emissões de Gases de Efeito Estufa (GEE).

Outro fator que tem estimulado a contratação de térmicas é a incapacidade do governo de viabilizar

investimentos hidroelétricos entre 2002 e 2005 por questões regulatórias, econômicas e ambientais.

Nos leilões de energia para o mercado regulado, realizados entre 2005 e 2008, para suprimento entre

2009 e 2013, predominou a energia oriunda de fontes térmicas, que somaram uma capacidade

instalada de 15,4 GW. Nesses leilões, contudo, a energia de origem hidráulica foi de apenas 8,2 GW.

No fim de 2007 e início de 2008, quando os reservatórios das UHEs do país voltaram a apresentar

níveis abaixo do normal, o ONS acionou as térmicas para evitar um maior deplecionamento dos

reservatórios das UHEs e impedir os apagões pelo país. O acionamento das térmicas, principalmente

aquelas a óleo combustível, gerou um custo adicional de aproximadamente R$ 1,5 bilhão, que foi

repassado às tarifas para o consumidor. O acionamento das usinas térmicas, em caráter emergencial,

tem-se repetido ano após ano, caracterizando a falta de um planejamento integrado para o setor que

contemple melhor a participação das UTEs de forma mais efetiva, não penalizando o consumidor final.

Nos próximos anos, a tendência é de que novas fontes de energia aumentarão sua participação na

matriz elétrica, dificultando ainda mais a operação de um sistema interligado. Os principais exemplos

dessas novas fontes são a energia eólica e a biomassa, cuja geração de energia não é regular: no

primeiro caso, pelo caráter intermitente; no segundo, pela sazonalidade da safra de cana-de-açúcar.

Portanto, os atuais procedimentos operacionais, concebidos para um modelo majoritariamente

hidroelétrico com usinas de grandes reservatórios, estão condenados e não mais servirão à operação

ótima do sistema.

A revisão das regras de operação atuais é o primeiro passo para que os benefícios oriundos das

gerações térmica e eólica sejam percebidos pelos consumidores finais. Em seguida, a comercialização

de energia nova associada ao sistema elétrico também necessitará de uma revisão, tendo em vista

que o aumento da interligação do sistema eliminará as restrições de transmissão no futuro,

descaracterizando os atuais subsistemas elétricos regionais.

1.3 EXPANSÃO

A realização de um planejamento energético segmentado, que focou majoritariamente investimentos

na geração está-se refletindo na diminuição da qualidade do serviço nos segmentos de transmissão e

distribuição, que estão sendo a origem dos frequentes apagões e a dificuldade das atividades de

comercialização. Além disso, a Aneel apresenta-se incapacitada para executar plenamente suas

funções, resultando em inócua fiscalização das empresas do setor e, por sua vez, na ineficiência

operacional.

A viabilização de grandes empreendimentos hidroelétricos no país também é fortemente influenciada

pelo governo federal. Inicialmente, o modelo procurou estabelecer Parcerias Público-Privadas (PPP)

para a construção dos novos empreendimentos, como de fato ocorreu com as usinas do rio Madeira,

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Santo Antônio e Jirau, em que a participação estatal era minoritária. Contudo, o governo federal

passou a interferir no cenário energético para viabilizar investimentos polêmicos, como a usina de Belo

Monte no rio Xingu, empreendimento cuja participação direta e indireta governamental chega a mais de

70%.

O atual modelo de gestão permite, também, que uma parte da energia elétrica gerada pelos

empreendimentos seja comercializada diretamente pelos geradores aos consumidores livres. Com

essa decisão setorial, o governo federal estabeleceu como meta a geração de uma relação ótima para

o trade-off entre segurança no suprimento e modicidade tarifária, de forma a permitir um serviço de

qualidade aos consumidores e uma remuneração justa aos investidores.

1.4 PREÇOS E TRIBUTOS

Outra questão importante é o valor pago pela energia elétrica atualmente no Brasil. Os consumidores

estão sendo enormemente penalizados com uma das tarifas mais caras do mundo, apesar de a base

do sistema elétrico brasileiro ser, em sua maioria, hidroelétrica, uma fonte de energia com os menores

custos de mercado. Impostos e encargos, na conta de energia, correspondem a aproximadamente

45% da tarifa de energia, sendo arrecadados, portanto, em 2008, mais de R$ 46,5 bilhões.

O governo resiste em reduzir a carga tributária sobre o setor elétrico, o que pode ser verificado com a

renovação da cobrança de vários encargos que tiveram seus prazos vencidos há tempos, como por

exemplo, a Reserva Global de Reversão (RGR), renovada no fim de 2010. É importante enfatizar que a

facilidade na renovação da vigência desse tributo bem como o aumento dos encargos do setor elétrico

deve-se a pouca percepção por parte dos consumidores a respeito da essencialidade da energia

elétrica. Torna-se evidente o desequilíbrio no trade-off modicidade tarifária e garantia do suprimento,

no qual o último aspecto tem sido priorizado.

Apesar das altas tarifas, as falhas no sistema elétrico brasileiro têm sido cada vez mais frequentes,

comprovadas pelos grandes apagões de novembro de 2009 e de fevereiro de 2011, que deixaram

milhões de consumidores no escuro e causaram grandes prejuízos para a economia do país.

1.5 RENOVAÇÃO DAS CONCESSÕES

Outra questão que vem gerando incerteza para os agentes é a dúvida em relação à renovação das

concessões do setor elétrico que começarão a vencer a partir de 2015. De acordo com a Aneel, 23%

do parque gerador hidroelétrico e 82% das linhas de transmissão do setor elétrico terão vencidos seus

contratos de concessão nesse ano. O adiamento da resolução desse problema pelo governo federal

influencia a tomada de decisões de novos investimentos das concessionárias de energia, inclusive

aqueles relacionados à manutenção de suas instalações, além de gerar grandes questionamentos

jurídicos.

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O silêncio do governo sobre a questão indica que o caminho da prorrogação das concessões será o

mais provável, uma vez que o processo de licitação poderia levar à privatização de importantes

empresas estatais do setor, como a Chesf, o que parece não fazer parte da estratégia política

governamental. Além disso, o governo federal utilizará o argumento de que os empreendimentos foram

amortizados antecipadamente para diminuir o valor a ser pago pela energia gerada, o que exigirá

verificação de cada ativo como comprovação da procedência do argumento ou se os investimentos

ainda estão sendo amortizados.

1.6 INTERCONEXÃO ELÉTRICA

A interconexão elétrica entre os países da América do Sul tende a intensificar-se nos próximos anos,

com o Brasil aumentando a importação de energia de empreendimentos hidroelétricos. A Eletrobras

planeja a construção de usinas no Peru, na Bolívia e na Argentina. É importante, no entanto, ressaltar

que os governos desses países poderão estabelecer regras para a venda de energia que venham a

penalizar o consumidor brasileiro. Como, por exemplo, ocorreu na revisão dos contratos de Itaipu, em

que o Paraguai conseguiu ter atendida sua reivindicação de um reajuste de 300% no valor da energia

utilizada pelo Brasil da sua cota parte.

No caso específico do Paraguai, as modificações de postura não se restringirão ao preço da energia e

deverão ser estendidas à eventual venda direta pela Administração Nacional de Eletricidade (ANDE),

empresa pública de energia Paraguaia, da energia de sua cota parte a consumidores brasileiros,

argentinos e chilenos. No entanto, para obter esse direito, uma longa negociação deverá ser

estabelecida o que implicará mudanças de legislações nos países envolvidos. No Brasil, por exemplo,

a Lei que obriga mandatoriamente às distribuidoras do Sudeste a comprar a energia de Itaipu deverá

ser revista.

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2. LINHA DO TEMPO DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO

Os fatos elencados no capítulo anterior podem ser resumidos em uma linha de tempo, na qual se pode

visualizar a evolução e as modificações das políticas para o setor elétrico, ocorridas no período de

quase dois séculos.

1889 Inaugurada a primeira Usina Hidroelétrica em Juiz de Fora (MG)

1899 Fundada a Light em São Paulo

1904 Fundada a Light no Rio Janeiro

1934 Criado o Código de Águas: Início da regulamentação do setor elétrico

1945 Fundada a Companhia Hidro Elétrica do São Francisco (Chesf)

1952 Fundada a Companhia Elétrica de Minas Gerais (Cemig)

1957 Fundada Furnas Centrais Elétricas

1960 Criado o Ministério de Minas e Energia: Execução da política energética

1962 Fundada Centrais Elétricas Brasileiras

1968 Criado o Comitê Coordenador de Operação Interligada (CCOI): Início da operação interligada

1974 Criada a entidade binacional Itaipu

1984 Inaugurada a primeira turbina da Usina Hidroelétrica de Tucuruí

1984 Inaugurada a primeira usina termonuclear do Brasil (Angra I)

1990 Criado o Plano Nacional de Desestatização (PND)

1995 Início da Privatização do Setor Elétrico

1996 Criação da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel): Regulação, fiscalização e concessão

1997 Criado o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE): Diretrizes e políticas energéticas

1998 Regulamentado o Mercado Atacadista de Energia Elétrica (reorganizado em 2004 como Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE)

1998 Criado o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS): Operação do SIN

1999 Inauguração do Gasoduto Bolívia-Brasil (Gasbol)

2000 Instituído o Programa Prioritário de Termeletricidade (PPT): Início da expansão das térmicas

2001 Racionamento ou Apagão

2004 Instituído o Novo Modelo do Setor Elétrico

2004 Criado o Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA): incentivar as fontes alternativas de energia

2004 Criada a Empresa de Pesquisa Energética (EPE): Realizar o planejamento energético

2004 Conselho Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE): Monitoramento e segurança do suprimento

2004 Instituído o Programa Luz para Todos: Universalização do serviço de energia elétrica

2005 Instituídos os Leilões de Energia

2007 Realizado o Leilão da Usina Hidroelétrica Santo Antônio

2007 Descobertas as reservas de petróleo e gás natural na Camada Pré-Sal

2008 Realizado o Leilão da Usina Hidroelétrica Jirau

2010 Realizado o Leilão da Usina Hidroelétrica Belo Monte

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3. ALTERAÇÕES RECENTES NA LEGISLAÇÃO

É conveniente fazer um registro das principais alterações introduzidas pela nova legislação que

começou a vigorar em 2003. A Lei nº 10.847, de 2005, criou a EPE, com o objetivo de elaborar estudos

e pesquisas destinados a subsidiar o planejamento do setor energético. Por sua vez, Lei nº 10.848, de

2005, introduziu inúmeras alterações na legislação do setor, entre as quais merecem ser destacadas

as seguintes: (i) tornou obrigatória a participação das concessionárias de distribuição em leilões para

compra de 100% da energia necessária à expansão do seu mercado, mediante contratos de longo

prazo no Ambiente de Contratação Regulada (ACR); (ii) obrigou os investidores de geração a vender

energia ao mercado regulado somente por esses leilões; (iii) criou o Ambiente de Contratação Livre

(ACL), no qual produtores independentes de energia e consumidores livres e especiais podem

negociar diretamente a energia; (iv) transformou o Mercado Atacadista de Energia, cuja criação fora

autorizada pela Lei nº 10.433, de 2002, em Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE); e

(v) destinou 3% da Reserva Global de Reversão (RGR) e 20% dos recursos de P&D (vide Lei nº 9.991,

de 2000) para a EPE.

É importante mencionar, também, o Decreto nº 5.163, de 2004, instituído pelo Governo em função da

nova legislação, que regulamentou a comercialização de energia elétrica e o processo de outorga de

concessões e de autorizações de geração de energia elétrica. Por último, deve-se citar o Decreto nº

5.177, de 2004, que regulamentou o funcionamento da CCEE, destinada a viabilizar a comercialização

de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional, tanto nos Ambientes de Contratação Regulada,

quanto de Contratação Livre, além de efetuar a contabilização e a liquidação financeira das operações

realizadas no mercado de curto prazo.

Depois desse decreto, a licitação de aproveitamentos hidroelétricos sofreu importantes alterações, e

passou a ser realizada em leilões de compra e venda de energia, nos quais as distribuidoras têm de

adquirir dos agentes de geração a energia suficiente para abastecer o seu mercado. Nesses leilões, há

um preço-teto estabelecido pelo governo para cada tipo de energia fornecida, segundo sua fonte

(hidráulica, térmica, eólica, biomassa etc.), com o objetivo de reduzir as tarifas para o consumidor final.

No caso de aproveitamentos hidroelétricos novos, recebe a outorga a empresa que ofertar a energia

da nova usina pelo menor preço em um primeiro leilão específico realizado horas antes do leilão de

compra e venda de energia. Nesse segundo leilão, se negociará o atendimento da demanda

previamente declarada pelas distribuidoras, mas desconhecida dos agentes geradores ofertantes. A

energia das novas hidroelétricas será obrigatoriamente fornecida ao preço do lance vencedor no leilão

realizado anteriormente. É importante acrescentar que uma parcela menor da energia (algo como 20%

ou 30%) a ser produzida pelas novas hidroelétricas costuma ser destinada à comercialização no

mercado livre.

As termoelétricas, embora requeiram concessão da União para operar, não precisam passar por

licitação, porque não representam concessão de uso de bem público (como no caso de hidroelétricas,

que exploram cursos d’água, um patrimônio do Estado) e são construídas e operadas com o risco do

12


empreendedor. As térmicas somente são obrigadas a participar dos leilões de compra e venda de

energia caso queiram comercializar sua produção no mercado regulado.

Nas disposições do Decreto nº 5.163, de 2004, destacou-se a exigência de obtenção de licença

ambiental prévia à licitação de novos aproveitamentos hidroelétricos, conforme recomendação

estabelecida pela Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica, ainda em 2002. Com esse conjunto

de medidas, o governo passou a ter maior controle sobre diversas atribuições e funções até então

distribuídas entre a agência reguladora, a Aneel, e outros agentes públicos e privados, obtendo, com

isso, maiores poderes sobre o setor elétrico.

13


PARTE II

4. CENÁRIO ATUAL

O Sistema Interligado Nacional (SIN) permite o armazenamento ótimo de água nos reservatórios das

UHEs de forma a explorar a complementaridade das estações chuvosas e secas nas diferentes

regiões do País, resultando na maior flexibilidade do abastecimento de energia elétrica.

Como decorrência da pressão ambientalista contra a construção de UHEs com grandes reservatórios,

está ocorrendo uma perda da capacidade de regularização plurianual do sistema hidroelétrico. A

regularização anterior decorria da existência de um conjunto de reservatórios das hidroelétricas do país

que armazenavam água nos períodos chuvosos para gerar energia elétrica nos períodos secos. Nesse

novo paradigma, contudo, quase a totalidade dos aproveitamentos hidroelétricos licitados a partir de

2005 foi para usinas a fio d’água, ou seja, sem reservatório, devido à forte pressão ambientalista.

Existe, pois, uma tendência de perda da capacidade média de regularização do sistema elétrico.

Mesmo que haja uma liberação mais rápida de projetos de UHEs pelos órgãos ambientais, a restrição

à construção de reservatórios levará à construção e/ou à operação mais intensa de UTEs, com o

objetivo de compensar a deficiência na capacidade de regularização. É necessário, portanto,

considerar o prejuízo ambiental decorrente desses investimentos nas análises que venham a restringir

a construção de reservatórios nas UHEs.

Outro aspecto que deve ser destacado são as recorrentes falhas no planejamento energético do país,

constatadas a cada ano nos planos apresentados pela Empresa de Pesquisa Energética. Esses

planos não contemplam plenamente o potencial energético brasileiro, por exemplo, há ausência de

novas térmicas a gás natural, a partir de 2015, no Plano Decenal de Expansão de Energia 2010/2019.

Um equívoco estratégico se observarmos a imensa perspectiva de produção de gás natural,

decorrente da exploração das reservas do Pré-Sal. Além disso, ressalta-se a total ausência de um

plano para desenvolvimento da energia solar, seja térmica ou fotovoltaica. Os planos apresentados

pela EPE não traçam perspectivas para esta fonte renovável, o que leva-nos a crer que será esquecida

pelo governo nos próximos anos.

Os itens, a seguir, apresentam o panorama atual do aproveitamento de várias fontes de energias,

renováveis ou não, no país, para a geração de energia elétrica e seu contexto no sistema elétrico

brasileiro. Apresentam também, os potenciais para a exploração e o desenvolvimento dos recursos de

forma a ampliar a oferta de energia no país.

14


4.1 ENERGIA HIDROELÉTRICA

Como mencionado anteriormente, o Brasil possui um dos maiores potenciais do mundo para o

aproveitamento da energia hídrica para a geração de energia elétrica. De acordo com dados do

Sistema de Informações do Potencial Hidroelétrico Brasileiro da Eletrobras, o potencial hidroelétrico

brasileiro é de 243 GW, sendo apenas 36% ou 88 GW explorados, principalmente nas regiões Sul,

Sudeste e Nordeste, conforme a Figura 1. Do potencial total remanescente de 156 GW, a Região Norte

possui 83 GW ou 53% do total, possibilitando ao país ampliar significativamente sua capacidade

instalada por meio de novas grandes UHEs, como as que estão sendo construídas no Rio Madeira,

UHE Santo Antônio e UHE Jirau e, no Rio Xingu, UHE Belo Monte.

Entretanto, implantou-se, no país, um clima desfavorável ao licenciamento de UHEs, pelo eficiente

trabalho de comunicação realizado por Organizações Não Governamentais (ONGs) ambientalistas,

indigenistas, celebridades internacionais e por determinados movimentos sociais, tais como o

Movimento dos Atingidos por Barragens (MAB). Os protestos têm obtido êxito em mobilizar a imprensa

e a opinião pública em torno de uma causa ambiental específica, contra a construção de UHEs

dotadas de reservatório d’água.

A atual legislação ambiental brasileira tem conduzido à assunção pelas concessionárias de energia

elétrica de parte dos custos ambientais de seus empreendimentos por meio da adoção de programas

ambientais destinados à mitigação, à compensação ou ao monitoramento dos impactos, o que dificulta

ainda mais o aproveitamento da maior parte do potencial remanescente.

Nesse contexto, também compete ao empreendedor realizar uma série de ações socioambientais

decorrentes da construção da usina e que são definidas no Estudo de Impacto Ambiental (EIA). De

acordo com o relatório da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), publicado em 2005, os custos

socioambientais representavam 10% do valor do empreendimento. Levantamento recente feito pelo

Instituto Acende Brasil mostra que os custos socioambientais chegam a 14,2% do valor do

empreendimento, sendo que em uma das usinas esse valor atingiu 29,2%. A incorporação de tais

custos impõe a obrigação ao empreendedor em assumir as externalidades existentes na região onde

esteja inserido o empreendimento, com o consequente repasse à tarifa do leilão.

Em abril de 2011, a Comissão Interamericana de Direitos Humanos (CIDH) da Organização dos

Estados Americanos (OEA) solicitou oficialmente ao governo brasileiro a suspensão imediata da

construção da UHE Belo Monte, no Pará, citando o potencial prejuízo da construção da obra aos

direitos das comunidades. A OEA reivindica que as comunidades indígenas e ribeirinhas sejam

ouvidas uma vez que não foram consultadas de forma apropriada sobre o projeto. A CIDH também

determina ao Brasil que adote medidas vigorosas e abrangentes para proteger a vida e a integridade

pessoal dos povos indígenas isolados na Bacia do Xingu, além de medidas para prevenir a

disseminação de doenças e epidemias entre as comunidades tradicionais afetadas pela obra. Esse

imbróglio exemplifica a dificuldade da viabilização de grandes empreendimentos hidroelétricos no país.

O governo brasileiro entregou um documento à CIDH no final de abril deste ano, com respostas sobre

15


as solicitações para que o projeto da usina hidroelétrica de Belo Monte possa prosseguir.

Evidencia-se a necessidade de comunicação e publicidade sobre a implantação de uma usina

hidroelétrica inventariada, desde o seu planejamento e estudo, para que a população residente nos

entornos da região, o IBAMA e a FUNAI possam participar, de modo a avaliar a viabilidade ambiental

do projeto. Nesse sentido, se os custos socioambientais subjetivos, como a percepção de valores

culturais e crenças por diversos atores sociais, pudessem ser antecipados e estimados, isto poderia

agilizar a construção dos empreendimentos.

Figura 1 – Potencial Hidroelétrico

Fonte: Aneel (2008)

Atualmente existem no Brasil 176 UHEs em operação, conforme apresentado na Figura 2, com uma

capacidade instalada total de 77,4 GW, correspondentes a 67,8% da potência do parque de geração

brasileiro. A construção de grandes UHEs na Região Norte, retomada nos últimos anos, tem como

contrapartida a redução dos impactos ambientais causados pelos empreendimentos, sendo a

diminuição da área alagada pelos reservatórios das usinas uma das medidas mais marcantes.

16


Figura 2 – Localização das Usinas Hidroelétricas

Fonte: Aneel (2008)

Anteriormente, as UHEs eram construídas com reservatório de regularização plurianual, ou seja, que

poderiam garantir a produção da usina por até cinco anos, independente de condições hidrológicas

favoráveis ou não, como ocorreu na UHE Tucuruí. Dessa forma, diminui-se a segurança no suprimento

de energia para atender às exigências de menor impacto ambiental, mas, ainda assim, os processos

de licenciamento ambiental têm sido morosos e custosos.

Os entraves à instalação de UHEs com reservatórios plurianuais são políticos; criados,

exclusivamente, pelas exigências socioambientais, o que implica investimentos vultosos e necessidade

de preços maiores nos ACL e ACR para a incorporação desse fator. Contudo, ao contrário do que se

poderia imaginar, não tem havido grandes objeções dos empreendedores do setor para cumprir essas

exigências, desde que tais condições estejam explícitas no momento do leilão.

Nos últimos anos, foram licitadas oito UHEs na região da Amazônia Legal, com potência total de

21.643 MW e que deverão entrar em operação a partir de 2011, conforme mostra a Tabela 1. O futuro

da região amazônica brasileira como grande fornecedora de energia elétrica não deve limitar-se aos

17


projetos leiloados até 2010. A expectativa é a de que nos próximos anos outras 11 UHEs sejam

licitadas na região, acrescentando mais 15.877 MW ao SIN, conforme mostra a Tabela 2.

Tabela 1 - Usinas Hidroelétricas Licitadas na Amazônia Legal Capacidade instalada Reservatório

(MW) (Km2)Estreito MA/TO Tocantins 1.087 400 2,7 2011Santo Antonio RO Madeira 3.150 271 12,7 2011Jirau RO Madeira 3.300 258 12,8 2012Belo Monte PA Xingu 11.233 512 21,9 2015Colíder MT Teles Pires 300 172 1,7 2015Ferreira Gomes AP Araguari 153 18 8,5 2015Teles Pires MT/PA Teles Pires 1.820 152 12 2015Santo Antonio do Jari AP Jari 300 32 9,4 2015

UHE Estado Rio MW/Km2 Previsão para Operação

Nota: O ano de entrada de operação da usina se refere ao funcionamento das primeiras unidades geradoras, uma vez que a instalação da potência total da usina ocorre segundo um cronograma pré-estabelecido pelo construtor. Fonte: EPE (2010)

Tabela 2 - Usinas Hidroelétricas Planejadas na Amazônia Legal UHE Estado Rio Capacidade Instalada

(MW)Reservatório

(km²) MW/km² Previsão para Operação

São Manuel MT Teles Pires 746 71 10,5 2015Foz do Apiacás MT Apiacás 275 90 3,1 2015Sinop MT Teles Pires 461 337 1,4 2015São Luiz do Tapajós PA Tapajós 6.133 722 8,5 2016Marabá PA Tocantins 2.160 ND ND 2018Serra Quebrada MA/TO Tocantins 1.328 420 3,2 2018Jatobá PA Tapajós 2.336 646 3,6 2019Jardim do Ouro PA Jamanxim 227 ND ND 2019Cachoeira dos Patos PA Jamanxim 528 116 4,6 2019Jamanxim PA Jamanxim 881 74 11,9 2019Cachoeira do Caí PA Jamanxim 802 420 1,9 2019

Nota: O ano de entrada de operação da usina se refere ao funcionamento das primeiras unidades geradoras, uma vez que a instalação da potência total da usina ocorre segundo um cronograma pré-estabelecido pelo construtor. ND – Não Disponível. Fonte: EPE (2010)

Apesar das crescentes dificuldades de viabilizarem-se projetos de UHEs pelas exigências de aspectos

ambientais, sociais e econômicos, a geração hidroelétrica ainda se apresenta como a melhor opção

para a expansão da geração no Brasil. O custo médio da energia das UHEs contratadas em leilões de

energia nova foi da ordem de R$ 87/MWh, significativamente menor na comparação com as demais

opções. Se forem considerados somente os grandes empreendimentos, como as UHEs Santo Antônio,

Jirau, Belo Monte e Teles Pires, o custo da energia foi ainda menor, R$ 74/MWh.

Entretanto, esses baixos preços são alvos de grandes críticas de empreendedores que alegam a

insustentabilidade financeira dos empreendimentos. Um exemplo elucidativo foi a saída do Grupo

Bertin na construção da UHE Belo Monte, o que reacendeu o debate acerca da viabilidade econômica

da usina e as críticas sobre a política do governo em eleger empresas “campeãs nacionais”. Os

estímulos governamentais à entrada da iniciativa privada em obras aparentemente problemáticas e

pouco rentáveis, custeadas principalmente, por empréstimos do Banco Nacional de Desenvolvimento

Econômico e Social (BNDES), trazem questionamento sobre a viabilidade econômica e a capacidade

dessas empresas em realizar e gerir esses empreendimentos. Além disso, houve ingerência

governamental no processo de transferência da participação do Grupo Bertin à mineradora Vale.

Outro aspecto a ser considerado é o incremento de custos na construção das próximas UHEs para

18


dotar os canteiros de uma infraestrutura mais robusta além da pressão por salários da mão-de-obra

local e deslocada. Esses custos corresponderão a modificações na infraestrutura provisória dos

empreendimentos amazônicos, tendo em vista que a região ainda é esparsamente habitada. As

cidades existentes são pequenas e serão afetadas pela migração de 20 a 40 mil homens, que em

muitos casos terminarão por estabelecerem-se na região, ao fim dos trabalhos.

Aparentemente, seria necessário reproduzir uma postura similar àquela do passado, à época da

construção das hidroelétricas no Sudeste, em que cidades foram construídas para abrigarem o

contingente de trabalhadores, prevendo-se hospitais, mercados, cinemas, escolas e delegacias, ou

seja, criando-se infraestrutura para suprir as demandas desses funcionários. Essas obras de criação

de cidades deveriam ser realizadas paralelamente à construção das UHES, prevendo-se a

manutenção desses municípios depois de finda a construção maior.

PEQUENAS CENTRAIS HIDROELÉTRICAS (PCH)

As PCHs, usinas caracterizadas pela potência inferior a 30 MW1, foram as primeiras fontes alternativas

a conquistarem espaço na matriz elétrica brasileira. Atualmente, existem no Brasil 368 PCHs em

operação, conforme apresentado na Figura 3, com uma capacidade instalada total de 3,5 GW,

correspondentes a 3,1% da potência do parque de geração brasileiro. Segundo dados da Aneel, serão

adicionados 1,5 GW de potência nos próximos quatro anos por meio de 131 PCHs que estão sendo

construídas. Além disso, 93 empreendimentos com capacidade instalada de 1,4 GW obtiveram outorga

na Aneel, mas sua construção permanece indefinida.

1Em 1998, a Aneel com o objetivo de estimular o desenvolvimento das PCHs no Brasil, estabeleceu por meio da Resolução nº 394, quais aproveitamentos seriam caracterizados como PCHs. As usinas deveriam ter potência entre 1 e 30 MW e área inundada do reservatório para a cheia centenária de até 3,0 km². Posteriormente, o limite da área inundada foi aumentado para até 13,0 km², dependendo de variáveis como a área do reservatório, a potência instalada e a altura de queda bruta. Essa alteração permitiu que empreendimentos em áreas mais planas pudessem obter as vantagens concedidas às PCHs, viabilizando os empreendimentos.

19


Figura 3 – Localização das Pequenas Centrais Hidroelétricas

Fonte: Aneel (2005)

As PCHs apresentam-se como uma boa oportunidade para a expansão da oferta de energia elétrica no

país. As PCHs têm como principais benefícios para os empreendedores: o fato de causarem menores

impactos ambientais, necessitando apenas de autorização da Aneel para a implantação; 50% de

redução nas tarifas de uso dos sistemas de transmissão e distribuição; e a isenção de pagamento pelo

uso de recursos hídricos. Para o sistema elétrico, essas usinas podem contribuir bastante por estarem,

na maioria das vezes, próximas a grandes cargas ou poderem facilitar a geração distribuída.

Apesar desses benefícios, o custo médio da energia contratada de PCHs nos leilões de energia nova

foi de 143 R$/MWh, 64% superior ao das grandes hidroelétricas. Os investidores em PCHs têm

alegado dificuldade em diminuir esse preço, reivindicando isenções de impostos, como ICMS e IPI,

semelhantes às que são concedidas à energia eólica.

20


4.2 ENERGIA TERMOELÉTRICA

4.2.1 PETRÓLEO E GÁS NATURAL

As reservas brasileiras de petróleo e gás natural aumentaram significativamente desde a década de

1980, quando se iniciou a exploração da Bacia de Campos, no Rio de Janeiro. Como resultado,

verificou-se um aumento das reservas de 2,7 bilhões de barris de petróleo em 1989 para 14,2 bilhões

de barris em 2010, com grande volume de gás associado. De fato, em 2007, a Petrobras anunciou a

descoberta de uma grande jazida de petróleo e gás natural que se estende desde o litoral do estado do

Espírito Santo até o de São Paulo, localizada na Camada Pré-Sal.

Além das reservas de gás associado, em 2010, foi anunciada a descoberta de um grande campo de

gás natural não associado na Bacia terrestre do Parnaíba, no Maranhão, mas o volume dessas

reservas ainda não foi comprovado. A estimativa de volume das reservas provadas de petróleo e gás

natural estão representadas no Gráfico 1.

Gráfico 1 – Reservas Provadas de Petróleo e Gás Natural

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010

Em

milh

ões

de b

arr

is

Petróleo Gás Natural

Nota: As reservas provadas da Camada Pré-Sal ainda não foram contabilizadas nas estatísticas da ANP. Fonte: ANP (2011)

De acordo com estimativas iniciais de empresas petrolíferas que possuem reservas do pré-sal e com

as reservas adquiridas pela Petrobras na cessão onerosa do governo federal, as reservas provadas de

petróleo e gás natural no Brasil já somam entre 40 e 44 bilhões de barris, conforme Figura 4.

21


Figura 4 – Reservas de Petróleo e Gás Natural com Pré-sal

Reservas Provadas2010

Potencialrecuperável (Lula,

Cernambi, Iara,Guará e Parque das

Baleias +descobertas OGX)

Cessão Onerosa Total de Recursos

16,9

Estimativas Petrobras +

sócios14,5-16

Estimativas OGX 4-6

5

40-44

Fonte: ANP, Petrobras e OGX (2011)

Com o início da exploração e da produção da camada pré-sal, estima-se que a produção nacional de

petróleo aumentará 219%, passando de 2,1 milhões de barris por dia (bpd) em 2010 para 6,7 milhões

de bpd em 2019. A produção de gás natural aumentará 279%, de 62 milhões de metros cúbicos por dia

(mcd) em 2010 para 238 milhões de mcd em 2019. A disponibilidade de gás natural doméstico

aumentará 363% de 28 milhões de mcd em 2010 para 129,5 milhões de mcd em 2019, diminuindo a

dependência do gás importado da Bolívia. Em 2011, a média da oferta doméstica entre os meses de

janeiro a abril foi de 31,25 milhões de mcd. A Figura 5 apresenta a localização das áreas de produção

de petróleo e gás natural no Brasil.

Figura 5 – Produção de Petróleo e Gás Natural no Brasil

Fonte: Petrobras

22


Como parte da expansão da produção nacional, em março de 2011, a Petrobras iniciou a produção

comercial de gás natural não associado no Campo de Mexilhão, no Pós-Sal da Bacia de Santos,

localizado a 160 km do litoral de São Paulo. O campo terá capacidade para produzir até 15 milhões de

mcd, sendo o campo com a maior produção do país.

Além disso, foram construídos importantes terminais de Gás Natural Liquefeito (GNL), como o do Rio

de Janeiro, com capacidade de 14 milhões de mcd, o do Ceará com 7 milhões de mcd e projeta-se a

construção de mais um terminal na Bahia de 14 milhões de mcd. Essas medidas, seguramente,

aumentarão ainda mais a oferta energética no mercado nacional. Os gasodutos, por sua vez, estão

sendo construídos para ampliar a estrutura de produção e movimentação de gás natural, conforme

mostra a Figura 6.

Figura 6 – Estrutura de Produção e Movimentação de Gás Natural

Fonte: Aneel (2008)

23


O aumento da produção nacional de gás natural propicia um ambiente seguro para o suprimento de

futuras UTEs, principalmente a gás natural, permitindo a maior inserção dessas usinas no SIN.

Atualmente, existem, no Brasil, 97 UTEs a gás natural em operação, com uma capacidade instalada

total de 11,3 GW, correspondentes a 9,3% da potência do parque de geração brasileiro. Além disso,

dezenove empreendimentos com capacidade instalada de 1,8 GW obtiveram outorga na Aneel, mas

sua construção continua sem previsão.

O preço médio da energia das novas UTEs a gás natural realizado nos leilões de novos

empreendimentos foi de 133 R$/MWh, mas poderá diminuir significativamente uma vez que se espera

que o custo com combustível, principal componente do preço, tende a diminuir em consequência da

grande disponibilidade de gás nacional.

Salta aos olhos que, apesar da imensa disponibilidade de gás natural no país, nos próximos anos, o

planejamento do setor elétrico, apresentado no Plano Decenal de Expansão de Energia (PDE

2010/2019), surpreendentemente, não contemplou, nos próximos anos, a inserção de novas UTEs que

utilizam o energético.

Um entrave importante aos investimentos privados é a estratégia de expansão da Petrobras no setor

elétrico, que participa dos leilões para a construção de novas UTEs com condições privilegiadas por

ser uma empresa verticalizada. A energia das UTEs a gás, que contam com participação da estatal,

representa quase 72% do total comercializado por essa tecnologia de geração nos leilões de novas

usinas realizados pelo governo.

Nesses, o poder de mercado da Petrobras influencia sobremaneira os resultados. Em primeiro lugar,

por ser a proprietária do gás, a estatal não necessita apresentar contratos que garantem o

fornecimento do combustível. Em segundo lugar, no caso de restrições no fornecimento de

gás, a empresa pode substituir com rapidez o gás por derivados de petróleo, porque ela produz

e importa quase totalidade desses produtos no país. Por fim, a Petrobras pode criar barreiras à

participação de concorrentes nos leilões ao impor condições de preços elevados nos contratos

de fornecimento aos competidores ou alegar indisponibilidade de gás ou de capacidade de

transporte para justificar sua negativa à celebração de contratos de fornecimento aos

potenciais competidores.

Com relação ao panorama da geração termoelétrica utilizando derivados de petróleo, notadamente

óleo combustível e óleo diesel, atualmente, existem no Brasil 886 centrais geradoras em operação,

com uma capacidade instalada total de 7,1 GW, correspondentes a 5,8% da potência do parque de

geração brasileiro, conforme mostra a Figura 7. Atualmente, existem sete empreendimentos em

construção com potência de 1,1 GW e setenta e um empreendimentos com capacidade instalada de 5

GW obtiveram outorga na Aneel.

24


Figura 7 – Localização das Termoelétricas a Derivados de Petróleo

Fonte: Aneel (2008)

Entre 2005 e 2008, houve a contratação de várias usinas térmicas a óleo combustível, sendo o grupo

Bertin um dos principais investidores por meio de seis usinas térmicas com potência total de 1.056 MW

a serem construídas. Entretanto, algumas dessas usinas, que deveriam entrar em operação a partir de

2011, estão atrasadas.

De acordo com as regras atuais do setor elétrico, se uma usina não pode gerar energia elétrica, outros

geradores cobrirão essa lacuna e receberão pela energia produzida. Entretanto, alguns

empreendedores novos não têm honrado seus compromissos tanto na conclusão dos

empreendimentos quanto na consequente exigência para a apresentação de contratos de reposição de

lastro nessas situações. Esse cenário tem se agravado, pois têm sido verificadas inadimplências

volumosas no setor, penalizando os agentes tradicionais do segmento que continuam garantindo o

abastecimento, mesmo diante do insucesso dos leilões.

25


4.2.2 CARVÃO MINERAL

O Brasil possui reservas de carvão em torno de 30 bilhões de toneladas, sendo que mais de 99%

dessas reservas estão localizadas no Sul do país, notadamente no Estado do Rio Grande do Sul, que

detém mais de 90% das reservas nacionais. Apesar de posicionar-se como o 10º país em reservas no

mundo, essas reservas representam apenas 1% do total das reservas mundiais. Ao contrário do

petróleo e do gás natural, as reservas mundiais encontram-se mais dispersas geograficamente;

nenhum país possui mais do que 30%. Convém ressaltar que essas reservas encontram-se em regiões

com baixo risco de tensão geopolítica.

As reservas brasileiras são compostas, principalmente, de linhito e carvão sub-betuminoso e

encontram-se distribuídas conforme a Tabela 3 apresentada a seguir:

Tabela 3 - Reservas Brasileiras de Carvão Campos de Carvão Estado Mmton

Barro Branco SC 1,045Bonito SC 1,601Cambuí PR 44Candiota RS 12,275Charqueadas RS 2,993Irui/Capané RS 2,688Leão RS 2,439Morungava RS 3,128Pré-Bonito SC 414Santa Terezinha/Torres RS 5,068Sapopema PR 45TOTAL - 31,74

Fonte: DNPM (2008) Do total de reservas de carvão brasileiras, 6,5 milhões de toneladas seriam hoje lavráveis. Com essa

reserva, seria possível instalar 25 mil MW de geração, operando durante trinta anos. A questão da

emissão de gás carbônico não deve ser vista como um impedimento ao uso da geração a carvão pelo

Brasil, pois o setor energético do país, ao utilizar a hidro e a bioeletricidade, o etanol e o biodiesel,

contribui pouco para o aquecimento global em comparação com outros países, estabelecendo-se, pois,

um equilíbrio entre os recursos. O uso energético do carvão mineral, no entanto, ainda é bastante

restrito, representando apenas 4,7% da matriz energética brasileira. A Figura 8 apresenta a localização

das termoelétricas a carvão mineral no Brasil.

26


Figura 8 – Localização das Termoelétricas a Carvão Mineral

Fonte: Aneel (2008)

Atualmente existem no Brasil dez UTEs a carvão em operação, com uma capacidade instalada total de

1,9 GW, correspondentes a 1,6% da potência do parque de geração brasileiro. Segundo dados da

Aneel, serão adicionados 1,4 GW de potência nos próximos anos com o início das atividades de três

UTEs a carvão que estão sendo construídas. Além disso, seis empreendimentos com capacidade

instalada de 3,4 GW obtiveram outorga na Aneel e estão sendo projetados para os próximos anos.

Entre as usinas a carvão que estão sendo construídas e que devem entrar em operação este ano

estão térmicas de Itaqui, no Maranhão, com potência de 360 MW, e Energia Pecém, com potência de

720 MW, no Ceará.

A Tabela 4, apresenta a capacidade instalada adicional das UTEs em operação, bem como a potência

das Usinas previstas para entrar em operação.

27


Tabela 4 - Capacidade Adicional Prevista de Usinas Térmicas a Carvão Situação UTE Capacidade Instalada (MW) Previsão para Operação

Jorge Larcerda I 100 MW (2 x 50 MW) 1965Jorge Larcerda II 132 MW (2 x 66 MW) 1973Jorge Larcerda III 261 MW (2 x 130,5 MW) 1980Jorge Larcerda IV 363 MW (1 x 363 MW) 1997Figueira 20 MW (2 x 10 MW) 1969Charqueadas 72 MW (4 x 18 MW) 1964São Jerônimo 20 MW (2 x 10 MW) 1954Pres. Médici A 126 (2 x 63 MW) 1974Pres. Médici B 320 MW (2 x 160 MW) 1987Pres. Médici C 320 MW (2 x 160 MW) 2010/2011Energia Pecem 720 MW (2 x 360 MW) 2012MPX Pecem II 360 MW (1 x 360 MW) 2013MPX Itaqui 360 MW (1 x 360 MW) 2012Energia Pecem 726 MW (2 x 363 MW) 2015MPX Pecem II 600 MW (2 x 600 MW) 2015MPX Itaqui 2.100 MW (4 x 525 MW) 2015

Em operação

Em construção

Licenciadas

Fonte: Aneel/ MPX

Nos últimos anos, não foram construídas novas plantas de geração de energia com a utilização de

carvão mineral. No entanto, a evolução de novas tecnologias limpas de carvão (clean coal

technologies) pode representar um retorno de investimentos à área. O desenvolvimento de tecnologias

de remoção de impurezas e de combustão eficiente já proporciona maiores índices de aproveitamento

desse recurso para a geração de energia elétrica. A tecnologia de térmicas a carvão vem evoluindo

para reduzir, substancialmente, a emissão de diversos contaminantes, tais como: enxofre, nitrogênio,

materiais particulados.

Um dos principais questionamentos que ainda persiste é o relativo à emissão de CO2, materiais

particulados e cinzas volantes e gases de efeito estufa. No entanto, nos últimos anos com a grande

evolução dessas tecnologias limpas de carvão, criam-se oportunidades de aumentar a eficiência

dessas, reduzindo-se a emissão de poluentes. As tecnologias de pré-combustão (IGCC) e de pós-

combustão utilizam ciclo vapor supercrítico e ultra supercrítico, aumentando significativamente a

eficiência das usinas e podendo reduzir as emissões de CO2. Além dessas, existe a tecnologia oxy-

fuel. A queima do carvão com diferentes tipo de biomassa (co-firing) é um processo adicional que pode

ser utilizado para reduzir o consumo de carvão, minimizando o balanço de emissão de CO2.

Essas tecnologias podem assumir papel preponderante contra a emissão de CO2 no meio ambiente,

associando-se essas propostas às usinas térmicas, em funcionamento. Atualmente, em função da

penalidade energética e perda de eficiência, contudo, as tecnologias de CCS ainda vêm sendo

empregadas em poucas instalações.

Associado ao processo de absorção de CO2, várias técnicas vêm sendo utilizadas para o

aproveitamento de resíduos, como cinzas e outros da queima de carvão, na fabricação de produtos

para construção, pavimentação e outros inúmeros produtos.

28


4.2.3 NUCLEAR

Outro grande potencial brasileiro está nas reservas de urânio, minério utilizado como combustível nas

usinas termonucleares. De acordo com as Indústrias Nucleares do Brasil (INB), o país ocupa a sexta

posição no ranking mundial de reservas de urânio com aproximadamente 309 mil toneladas. Essas

grandes reservas são capazes de garantir o suprimento do combustível nuclear às usinas brasileiras,

que poderão expandir-se nos próximos anos, segundo planos do governo federal.

Apesar de a produção do combustível nuclear utilizado nas usinas termonucleares brasileiras não

ocorrer integralmente no território nacional, o Brasil possui o domínio tecnológico do processo o que

garante a autossuficiência no setor, caso o país necessite realizar todas as etapas para a produção do

combustível.

Em 31 de maio de 2010, a Comissão Nacional de Energia Nuclear (CNEN) concedeu à Eletrobras

Eletronuclear a licença de construção para a Usina Termonuclear (UTN) Angra III, caracterizando a

retomada do programa brasileiro de energia nuclear para a geração de energia elétrica. A licença

permitiu à estatal brasileira iniciar às obras de concretagem da laje e da fundação do edifício que

envolve o reator nuclear. A UTN Angra III será uma usina com tecnologia alemã de segunda geração,

defasada em relação às UTNs mais modernas.

De acordo com a Eletrobras, a UTN Angra III demandará investimentos de R$ 9 bilhões e terá potência

de 1.405 MW, o que a permitirá gerar 10,9 TWh por ano, o equivalente ao consumo residencial do

estado do Rio de Janeiro, em 2008. A Eletrobras Eletronuclear estima que a UTN Angra III inicie

operação comercial em dezembro de 2015, quando, junto com as UTNs Angra I e II, elevará a potência

total da Central Nuclear Almirante Álvaro Alberto, localizada no município de Angra dos Reis (RJ), para

3.412 MW. A EPE estima que a nova usina nuclear vai permitir ao Brasil manter em 2015 a atual

participação de 2% da energia nuclear em seu parque gerador.

De acordo com o Plano Nacional de Energia 2030, elaborado em 2007 pela empresa, poderão ainda

ser construídas no país outras quatro usinas termonucleares até aquele ano. Esses empreendimentos,

provavelmente, estarão localizados na Região Nordeste, onde a Eletrobras Eletronuclear estuda

possíveis sítios para as novas usinas. A Figura 9 apresenta a localização das centrais nucleares no

país.

29


Figura 9 – Usinas Termonucleares

Fonte: Aneel (2008)

Figura 10 – Localização Possível da Usina Termonuclear no Nordeste

Fonte: MME (2007)

Entretanto, em junho de 2011, o governo federal afirmou que a construção de quatro novas usinas

nucleares, além da implantação de Angra 3, é apenas uma previsão, pois o programa de energia

nuclear brasileiro está sendo reavaliado pelo MME e pelo CNPE. A revisão do plano deve-se ao

acidente ocorrido no início do ano na usina nuclear de Fukushima, no Japão.

30


4.2.4 BIOMASSA

A bioeletricidade vinculada à produção de etanol e açúcar tem condições excepcionais para

representar papel estratégico na expansão do sistema elétrico nacional. Esse panorama demonstra

complementariedade à hidroeletricidade, permitindo, pois, uma distribuição próxima aos centros de

consumo e importantes benefícios ambientais, sociais e econômicos.

A bioeletricidade produzida com bagaço, por exemplo, apresenta complementariedade em relação ao

parque hídrico, gerando energia exatamente nos meses mais secos do ano no Sudeste. Estima-se

que, em 2020, o potencial de produção da bioeletricidade será da ordem de 15.000 MWmédios ao ano,

ou cerca de 15% da demanda do país. A expansão da demanda por açúcar e etanol vem aumentando

as possibilidades de uso do bagaço, principal biomassa residual do processamento industrial da cana-

de-açúcar, como fonte energética. Em 2009, apenas 8,5% (12,6 milhões de toneladas) da produção

total de bagaço de cana-de-açúcar (148 milhões de toneladas) foi destinada à produção de energia

elétrica, conforme Gráfico 2.

Gráfico 2 – Produção de Bagaço de Cana-de-açúcar

0

20

40

60

80

100

120

140

160

1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2009

Em

milh

ões

de t

on

ela

das

Produção destinada à Geração Elétrica Produção Total

Fonte: ANP (2011)

Atualmente, existem no Brasil 402 UTEs a biomassa em operação, com uma capacidade instalada

total de 8 GW, correspondentes a 6,6% da potência do parque de geração brasileiro, conforme mostra

a Figura 11. Segundo dados da Aneel, serão adicionados 2,8 GW de potência nos próximos quatro

anos por meio de 56 UTEs a biomassa que estão sendo construídas. Além disso, 31 empreendimentos

com capacidade instalada de 1 GW obtiveram outorga na Aneel, mas sua construção não foi definida.

31


Figura 11 – Termoelétricas a Biomassa

Fonte: Aneel (2008)

Além da grande vantagem ambiental verificada no balanço de emissões de gases, as usinas a

biomassa apresentam um custo de geração médio de 93 R$/MWh, bastante inferior ao das

termoelétricas convencionais, da ordem de 135 R$/MWh, o que justificaria ainda mais sua inserção no

SIN.

4.3 ENERGIA EÓLICA

Segundo o Atlas do Potencial Eólico Brasileiro, publicado em 2001, pelo Centro de Referência para

Energia Solar e Eólica Sérgio de Salvo Brito (CRESESB), da Eletrobras/Cepel, o potencial de geração

eólica brasileiro é de aproximadamente 143 GW a 50 metros de altura (vide Figura 12), podendo

atingir, portanto, uma geração anual de 272 TWh ou cerca de 58% da produção de energia elétrica no

Brasil. Convém ressaltar que a produção total brasileira, em 2009, foi de 466 TWh, o que, em números,

demonstra a relevância de pesquisa na área eólica.

O maior potencial ocorre no litoral da Região Nordeste, com destaque para o estado do Ceará. Em

seguida, estão os potenciais das Regiões Sudeste e Sul. O potencial do Nordeste é de 144,29

32


TWh/ano, do Sudeste é de 54,93 TWh/ano e do Sul é de 41,11 TWh/ano (Eletrobras/Cepel, 2001).

Esses dados ratificam a prospecção de que a energia eólica pode vir a tornar-se uma alternativa

importante para diversificar a geração de energia elétrica no país.

Figura 12 – Potencial Eólico-Elétrico

Fonte: Aneel (2008)

Esse potencial pode não ser exato, uma vez que a tecnologia de geração eólica sofreu grande

evolução desde a publicação de 2001. Com as mais recentes formas de captação de vento a até 100

metros do solo, os cálculo iniciais devem ser revistos. A estimativa no Atlas baseava-se em captação a

50 metros, e o novo contexto permitiria maior aproveitamento eólico em nossas regiões.

Em 2005, a capacidade instalada de geração eólica nacional era de apenas 24,5 MW, proveniente

principalmente de projetos pilotos de empresas estatais, como a Companhia Energética de Minas

Gerais (CEMIG) e a Petrobras. A partir de 2006, as usinas eólicas contratadas pelo Programa de

Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA), instituído em 2003, começaram a

entrar em operação e, desde então, adicionaram 904,4MW ao parque gerador brasileiro conforme

apresentado na Tabela 5.

33


Tabela 5 - Evolução da Potência Instalada das Usinas Eólicas Ano Potência Instalada (MW)

Até 2005 24,52006 208,32007 10,22008 91,32009 266,92010 325,62011 2,1Total 928,9

Nota: Até abril de 2011. Fonte: Aneel (2011)

Atualmente, existem, no Brasil, 51 usinas eólicas em operação, com uma capacidade instalada total de

928,9 MW, correspondentes a 0,8% da potência do parque de geração brasileiro. Segundo dados da

Aneel, serão adicionados, em 2011, 879,6 MW de potência nos próximos anos pelo investimento em

31 centrais eólicas, que estão sendo construídas. Após 2011, estão previstos 3 GW que serão

instalados em 88 empreendimentos. Destaca-se, ainda, a complementaridade da geração eólica às

Usinas Hidroelétricas no período de seca, pois há ventos mais fortes e constantes quando os

reservatórios estão com níveis mais baixos.

A expansão das usinas eólicas deve permanecer nos próximos anos, uma vez que o preço médio de

venda dessa fonte de energia no país tem diminuído: nos últimos anos, de 148 R$/MWh, nos

empreendimentos contratados nos leilões de energia, em 2009, para 99,58 R$/MWh no Leilão de

energia A-3, de 2011. Os empreendimentos que foram contratados apresentavam fatores de

capacidade entre 40% e 50%, considerados altos para a geração eólica, o que contribuiu para o

deságio no preço da tarifa do leilão. Por outro lado, projetos que apresentem fator de capacidade de

até 30%, mais próximos da realidade dos geradores eólicos, dificilmente conseguirão vender energia

aos preços negociados no mercado atual.

Apesar do baixo preço da energia eólica no último leilão de energia, há que ponderarem-se os riscos

de operação dessa fonte, sendo considerada sazonal e intermitente. Em adicional, existem riscos na

geração de energia por essa fonte que não são considerados, como a harmônica na rede e a

estimativa da velocidade média de vento, que leva a valores superestimados, já que as medições não

são realizadas em horários de menor intensidade do vento, como, por exemplo, de madrugada.

Os fatores apresentados criam uma falta de regularidade na produção de energia por essa fonte,

podendo levar ao desabastecimento, com riscos de apagões. No passado, situação semelhante

ocorreu com as PCHs. Na ocasião, contou-se com a fonte para suprir a demanda de energia, fato que

levou a frustrações no momento da produção. Para a mitigação da incerteza de produção da energia, a

EPE propôs um modelo de contratação que considera a produção média, ao longo dos anos, e admite

uma margem de variação.

Com isso, é necessário um ajuste periódico da energia contratada em função da produção efetiva

verificada desde o início do contrato. Isso eliminaria a necessidade de avaliação prévia de uma

34


garantia física definitiva e, assim, seria minimizado o risco de superestimar ou subestimar a produção

energética que resultasse em prejuízo para os produtores ou para os consumidores. O prazo de

suprimento dos contratos de novos empreendimentos eólicos foi estipulado em vinte anos pela EPE.

No tocante à questão ambiental, nem mesmo as usinas eólicas, consideradas uma das fontes

energéticas mais limpas do mundo, estão sendo livres de questionamentos pela rigorosa legislação

brasileira. Por exemplo, o ministério público tem alegado que a construção de um parque eólico no

Ceará representa iminente destruição de um grande sítio arqueológico situado nas dunas.

Apesar de toda a propaganda governamental sobre os novos investimentos em geração eólica no país,

a expansão começa a apresentar problemas e a conexão de empreendimentos ao sistema preocupa o

governo. Cerca de um terço dos empreendimentos eólicos com outorga de concessão está com o

cronograma oficialmente atrasado, segundo relatório de fiscalização da Aneel. São ao todo 1.676 MW

atrasados, sendo 680 MW de parques que tiveram a energia vendida no primeiro leilão das eólicas,

realizado em 2009, e que começam a ser pagos pelo consumidor no próximo ano.

Além disso, os empreendimentos que ainda não iniciaram obras e que devem entrar em operação

brevemente somam 3.155 MW. Desse total, mais da metade tem compromisso, em função da outorga

de concessão, de entrar em operação em 2011 e 277 MW tinham de ter iniciado suas funções em

2010.

Outro problema é o atraso de o governo realizar leilões de linhas de transmissão que irão integrar o

SIN ao conjunto de Instalações de Transmissão de Interesse exclusivo de Centrais de Geração (ICG)

que comercializaram energia nos leilões de energia de reserva e de fontes alternativas. Essa demora

na concessão das licenças ambientais atrasa o cronograma da construção das linhas de transmissão,

prejudicando o andamento dos projetos. As ICG são necessárias para o escoamento da energia eólica

comercializada nos leilões de fontes alternativas e de energia de reserva, que resultaram na

contratação de 1.206MW de potência instalada na Bahia, no Ceará e no Rio Grande do Norte. Outro

aspecto que permanece incerto é a questão da cobrança de royalties pela geração eólica.

4.4 ENERGIA SOLAR: TÉRMICA E FOTOVOLTAICA

Por ter grande parte de seu território situada na zona intertropical, o Brasil possui posição privilegiada

em termos de insolação. A Figura 13 apresenta o índice médio anual de radiação solar no país,

segundo o Atlas Solarimétrico do Brasil elaborado em 1998 pelo Instituto Nacional de Meteorologia

(INMET) e o Laboratório de Energia Solar (LABSOLAR) da Universidade Federal de Santa Catarina

(UFSC). Como pode ser constatado, os maiores índices de radiação do Brasil encontram-se na região

Nordeste, com destaque para o Vale do São Francisco. Mesmo regiões com menores índices de

radiação apresentam grande potencial de aproveitamento energético.

35


Figura 13 – Índice Médio da Radiação Solar Diária no Brasil

Fonte: INMET e LABSOLAR (1998)

Segundo o Atlas Brasileiro de Energia Solar, elaborado em 2006 pelo Instituto Nacional de Pesquisas

Espaciais (INPE), a média diária de radiação solar que incide sobre o território brasileiro ao longo de

um ano é de 5,5 quilowatts-hora por metro quadrado (kWh/m2), sendo que, em regiões como o oeste

da Bahia, a média é superior a 6 kWh/m2, índices equivalentes aos do Deserto do Saara.

Apesar desse elevado potencial, a energia solar, seja por meio da geração de energia com painéis

fotovoltaicos ou pelos coletores em sistemas termo solares, é pouco desenvolvida e não está

contemplada no planejamento energético do país realizado pela EPE para os próximos anos. Por

exemplo, o Plano Decenal de Energia 2010/2019 e o Plano Nacional de Energia 2030, ambos

elaborados pela EPE, não levam em consideração qualquer contribuição da energia solar. As

iniciativas do governo para incentivar a energia solar não são orientadas por uma política de longo

prazo, limitando-se a algumas iniciativas pontuais, como a instalação de aquecimento solar de água

em habitações no país.

36


A primeira usina solar do país utilizará painéis fotovoltaicos, cuja eficiência de conversão em energia

se situa entre 12 e 16%. A planta começou a ser construída em setembro de 2010 no Ceará pela

empresa MPX, com investimentos de R$ 10 milhões. A Aneel concedeu a outorga para a construção

da usina que inicialmente terá potência de 1 MW, mas poderá alcançar 5 MW.

5. QUESTÕES ATUAIS DO SETOR ELÉTRICO

5.1 EXPANSÃO DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO

Desde 2003, o governo federal realizou licitações para a construção de mais 29,5 mil km de linhas de

transmissão, conforme apresentado na Tabela 6. Esses empreendimentos, fundamentais para a

segurança energética do país, têm tido grandes dificuldades para obter licenciamento ambiental,

resultando no atraso da construção das linhas de transmissão.

Tabela 6 - Licitações de Linhas de Transmissão Ano Extensão (km)2003 1.7712004 3.7722005 3.0562006 3.2752007 1.9302008 10.5072009 3.3822010 1.814Total 29.507

Fonte: Aneel (2011)

A situação tende a ficar mais preocupante na medida em que os licenciamentos de linhões de milhares

de quilômetros de usinas na Amazônia, como os da UHEs Jirau e Santo Antônio, não se concretizam.

Esse atraso pode penalizar o consumidor, tendo em vista que as UTEs, que geram energia mais cara,

poderão vir a ser acionadas conjuntamente para garantir o suprimento de energia. Se os prazos para a

concessão dos licenciamentos se estenderem ainda mais, um racionamento poderá estar a caminho.

Além disso, a Região Norte passa por um processo de interligação ao SIN, conforme pode ser

verificado na Figura 14. Em 2009, os sistemas elétricos do Acre e de Rondônia foram integrados e, de

acordo com o PDE 2019, em 2012, entrará em operação a linha de transmissão Tucuruí-Manaus-

Macapá, fazendo com que Amazonas e Amapá deixem de apresentar sistemas elétricos isolados. A

interligação é importante, pois permitirá o desligamento de UTEs que operam na região. Essas usinas

apresentam custo de geração maior, onerando o consumidor desses estados e todos os consumidores

que integram o SIN, porque esses últimos subsidiam a geração nos sistemas isolados por meio da

Conta de Consumo de Combustíveis (CCC), um dos encargos embutidos na tarifa de energia elétrica.

37


Na próxima década, serão construídos aproximadamente 42,5 mil quilômetros de linhas de

transmissão, sendo que a EPE estima investimentos de R$ 46,4 bilhões até 2020. Apesar disso, os

projetos de transmissão tornaram-se o grande gargalo do setor elétrico e ameaçam o futuro do

abastecimento de energia no país.

Figura 14 – Linhas de Transmissão do Brasil Existentes e Planejadas até 2012

Fonte: ONS, 2010

Com a maior interligação entre as regiões, proporcionada pela expansão das linhas de transmissão, as

restrições para envio de energia no SIN tendem a diminuir, aumentando a segurança energética e

uniformizando o custo da energia no grid. Essa alteração nas características do sistema tende a

diminuir a diferença entre os preços da energia no país, beneficiando os agentes do setor localizados

em diferentes sub-mercados regionais, que realizam contratos de compra e venda de energia.

Entretanto, como afirmado anteriormente neste relatório, as grandes linhas de transmissão que estão

sendo construídas no país também estão enfrentando sérios problemas no licenciamento ambiental, o

que tem ocasionado o atraso na conclusão dos empreendimentos. Esse problema é especialmente

marcante no caso das UHEs do rio Madeira, de Jirau e de Santo Antônio, cujas licenças de instalação

das linhas de transmissão só foram concedidas em junho de 2011 pelo órgão ambiental, resultando em

atraso considerável de conclusão do projeto. A Usina hidroelétrica de Dardanelos é outro exemplo da

falta de coordenação dos projetos: essa usina poderia ter iniciado a oferta de energia em junho de

2010, não sendo possível devido ao atraso na conclusão da linha de transmissão que a conectaria ao

SIN, sendo finalizada somente em 2011.

38


5.2 INTEGRAÇÃO ENERGÉTICA COM A AMÉRICA DO SUL

De acordo com o ONS, atualmente, o Brasil possui interconexão elétrica com Argentina, Uruguai,

Venezuela e Paraguai. Segundo dados do Balanço Energético Nacional de 2010, ano base 2009, o

Brasil importou 41 TWh, correspondentes a 8% da oferta interna de energia elétrica no país de cerca

de 507,1 TWh.

Argentina

A capacidade total de interconexão entre Brasil e Argentina é de aproximadamente 2.250 MW. Isso

ocorre por meio de duas linhas de transmissão capazes de transportar 2.200 MW. Essas linhas estão

entre a cidade brasileira de Garabi e a cidade argentina de Rincón de Santa María. Outra linha capaz

de transportar 50 MW está localizada entre a cidade brasileira de Uruguaiana à cidade argentina Paso

de Los Libres.

No passado, o Brasil importou gás natural argentino por um gasoduto com capacidade para transportar

2,5 milhões de metros cúbicos por dia, localizado também entre as cidades de Uruguaiana e Paso de

los Libres.

Uruguai

Em março de 2010, a Eletrobras assinou acordo com a empresa Administración Nacional de Usinas y

Transmissiones Eléctricas (UTE), estatal uruguaia, para ampliação da interligação elétrica entre Brasil

e Uruguai de 70 MW para 300 MW. Serão construídas pela subsidiária da estatal, Eletrobras/Eletrosul,

duas subestações e duas linhas de transmissão localizadas nas cidades de Rivera, no Uruguai, e

Livramento, no Brasil, somando investimentos de US$ 330 milhões, dos quais US$ 210 milhões serão

financiados com capital brasileiro.

Venezuela

Com a Venezuela, o Brasil possui interligação elétrica de 200 MW, por meio de uma linha de

transmissão entre Boa Vista, capital de Roraima, à Santa Elena, na Venezuela. Esta linha permite ao

Brasil importar a energia de origem hidroelétrica gerada na UHE Guri na Venezuela evitando o

acionamento de UTEs a óleo diesel em Roraima.

Bolívia

O Brasil possui, também, importante interconexão energética com a Bolívia. Desde 1999, o Brasil

importa gás natural do país andino pelo Gasoduto Brasil-Bolívia (Gasbol), que possui extensão total de

3.150 km e capacidade para transportar até 30 milhões de metros cúbicos por dia.

Paraguai

A principal interconexão elétrica do Brasil é com o Paraguai, por meio do sistema de transmissão que

importa a energia gerada na parte paraguaia da usina hidroelétrica de Itaipu. A usina, localizada no rio

Paraná, possui vinte turbinas cada uma com potência de 700 MW, totalizando capacidade instalada de

39


14.000 MW. Cada país é proprietário de 7.000 MW no empreendimento, mas, como o Paraguai

consome apenas o equivalente à geração de uma turbina, a energia excedente é exportada para o

Brasil. A Figura 15 apresenta as principais interconexões energéticas entre o Brasil e países vizinhos.

Figura 15 – Integração Energética com a América do Sul

Fonte: MME

Entretanto, a integração energética com países da América do Sul exige parcimônia. Embora no

sentido técnico, a interconexão elétrica da região faça sentido, do ponto de vista geopolítico pode

acarretar riscos ao setor elétrico brasileiro, caso os contratos não sejam respeitados. Recentemente,

foram, no mínimo, seis os contratempos que o sistema energético brasileiro teve com os vizinhos.

Apesar das dificuldades enfrentadas até o momento, decorrentes de uma integração energética, o

modo como usinas serão operadas e as condições presentes no contrato (no qual a experiência com o

caso de Itaipu deve ajudar) são questões importantes e que poderiam ser discutidas. A sugestão da

PSR, por exemplo, é que sejam investigadas opções de operação compartilhada das usinas, nas quais

cada agente (COES e ONS) operaria a sua parte da usina. Exemplos desse uso são encontrados na

Usina Salto Grande (Argentina e Uruguai) e Bonneville Power Administration (EUA).

Em 2006, ocorreu a nacionalização, por parte do governo boliviano, de refinarias e campos de gás

natural operados pela Petrobras, na Bolívia. No ano seguinte, houve a interrupção do fornecimento de

2.000 MW importados da Argentina e alteração das formas de cobrança do gás da Bolívia. Em 2007, a

interrupção do fornecimento de gás natural pela Bolívia desativou a Usina Termoelétrica Mário Covas,

em Cuiabá. Em 2008, a usina termoelétrica de Uruguaiana, no Rio Grande do Sul, teve de suspender

40


suas operações por prazo indeterminado, após a suspensão no fornecimento de gás natural argentino

destinado à usina.

O racionamento de energia elétrica, na Venezuela, verificado no primeiro semestre de 2010 ocasionou

a suspensão do envio de energia elétrica ao Brasil, o que exigiu o acionamento de UTEs para atender

ao fornecimento em Roraima. Atualmente, estão sendo renegociados os contratos da usina de Itaipu,

devido às reivindicações do governo paraguaio. Todos esses eventos tiveram consequências

negativas no sistema elétrico do Brasil.

5.3 ALTERAÇÕES NA OPERAÇÃO

Desde 1995, constata-se o crescimento da participação relativa de usinas térmicas e eólicas em

detrimento da participação relativa das UHEs no setor elétrico brasileiro, que vem declinando desde

1995, conforme pode ser verificado do Gráfico 3 ao Gráfico 6.

Gráfico 3 – Evolução da Capacidade Instalada

16 28

37 46 51

61 71

81

5

6

6

7 7

11

20

28

1

1 1

2

2

2

0,03

1

0

20

40

60

80

100

120

1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010

Cap

aci

dad

e In

stala

da (

GW

)

HIDRO TERMO NUCLEAR EÓLICA

Fonte: Aneel e EPE (2011)

41


Gráfico 4 – Participação das Fontes de Energia na Capacidade Instalada

78

%

83

%

84

%

86

%

87

%

83

%

76

%

72

%

22

%

17

%

14

%

13

%

12

%

14

%

22

%

25

%

1% 1% 1% 3% 2% 2%0,03% 0,8%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010

HIDRO TERMO NUCLEAR EÓLICA


A EPE estima investimentos de R$ 189,9 bilhões para a expansão do parque de geração do país até

2020, com um acréscimo na capacidade instalada de 61 GW. De acordo com a EPE, as UHEs terão

participação de 74% da capacidade instalada em 2019, seguida pelas usinas térmicas convencionais,

usinas eólicas e centrais nucleares com 20%, 4% e 2%, respectivamente. Nesse contexto, e, caso as

regras de operação do sistema e de comercialização de energia se mantenham, as principais

consequências serão, a saber:

As termoelétricas, gradativamente, serão despachadas com maior regularidade, especialmente

aquelas de menor custo de combustíveis, como as usinas a gás natural;

Os preços de energia para o consumidor do mercado regulado, gradativamente, se tornarão

mais elevados, na medida em que aumente o despacho das UTEs, resultando em

oportunidades para as negociações no mercado livre, tanto para as usinas convencionais

como incentivadas;

O valor do Preço de Liquidação de Diferenças (PLD) se tornará mais volátil, na medida em que

refletir as contínuas entradas e saídas das UTEs no despacho para atendimento às

necessidades de mercado.

42


Gráfico 5 – Evolução da Geração de Energia Elétrica

66 117

167 205

243 293

321

391

6

10

11

15

17

38

55

61

2

2

4

12

13 1,4

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

1974 1979 1984 1989 1994 1999 2004 2009

Gera

ção

(T

Wh

)

Hidro Termo Nuclear Eólica


Gráfico 6 – Participação das Fontes de Energia na Geração de Energia Elétrica

92

%

92

%

93

%

92

%

93

%

88

%

83

%

84

%

8%

8%

6%

7% 7%

11

%

14

%

13

%

1% 1% 1% 3%3%

0,3%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

19

74

19

79

19

84

19

89

19

94

19

99

20

04

20

09

HIDRO TERMO NUCLEAR EÓLICA Fonte: Aneel e EPE (2011)

Com relação ao consumo de energia no grid, foi verificado um crescimento médio de 4,6% entre 2002

e 2010, com o crescente consumo de energia entre os consumidores livres (Ambiente de Contratação

Regulada), que correspondem por 26% do consumo na rede, conforme Gráfico 7.

43


Gráfico 7 – Consumo de Energia Elétrica no SIN

99

%

96

%

88

%

79

%

75

%

75

%

74

%

76

%

74

%

1% 4% 12

%

21

%

25

% 25

%

26

%

24

% 26

%

293 307331

346 358378

393 388419

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Co

nsu

mo

no

SIN

(TW

h)

ACR ACL Nota: ACR – Ambiente de Contratação Regulada; ACL – Ambiente de Contratação Livre Fonte: EPE (2011)

Outro aspecto importante que merece destaque é a relação entre a energia armazenável máxima e a

carga de energia no SIN, conforme pode ser verificado na Figura 16. A perda gradual da capacidade

de regularização plurianual do sistema hidroelétrico decorre da pressão ambientalista contra a

construção de UHEs com reservatórios. A elevação da capacidade de armazenamento (11%) será

bem inferior ao aumento da capacidade instalada (61%) das novas usinas.

A grande maioria das usinas viabilizadas recentemente deve operar a “fio d’água”, ou seja, toda vazão

afluente deve ser turbinada ou vertida, não havendo condições de armazená-la. Esse cenário gera

consequências diversas, dentre as quais estão a impossibilidade de controle de cheias, a maior

exigência das atuais usinas do sistema com capacidade de regularização, gerando grandes alterações

de nível dos reservatórios ao longo de curtos ciclos hidrológicos e maior despacho térmico para

atender às exigências de carga, que não poderão ser atendidas pelo armazenamento hidráulico.

Figura 16 - Evolução da Energia Armazenável Máxima em relação à Carga de Energia

Fonte: EPE (2011)

44


Essa perda terá de ser compensada pela construção de UTEs que firmarão a energia no SIN, mas

resultarão no aumento das emissões de gases de efeito estufa.

A dependência de UTEs para assegurar o abastecimento nacional foi enormemente evidenciada em

2008, quando houve atraso no início da estação chuvosa de 2007/2008. Nessa ocasião, o Conselho

Nacional de Política Energética (CNPE) autorizou o ONS a extraordinariamente, com vistas à garantia

do suprimento energético, despachar recursos energéticos fora da ordem do mérito econômico ou

mudar o sentido do intercâmbio entre submercados, seguindo decisão do Comitê de Monitoramento do

Setor Elétrico (CMSE).

Diante da possibilidade de faltar água nos reservatórios das UHEs, a exemplo do que havia acontecido

em 2001, o CNPE decidiu dar permissão ao CMSE, órgão do MME, para realizar o despacho fora da

ordem de mérito. Evidentemente, essa providência teve um custo dado pela diferença entre o Custo

Variável Unitário (CVU) e o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), que foi rateado

proporcionalmente entre todos os agentes com medição de consumo do SIN e cobrado mediante

Encargo de Serviços do Sistema.

Os custos adicionais de geração térmica para segurança do abastecimento foram repassados às

tarifas pagas pelo consumidor final. Dessa forma, 42 usinas térmicas foram acionadas, gerando 12,23

TWh a um custo total de R$ 2,14 bilhões, durante o ano de 2008. O preço da geração fora da ordem

de mérito ficou, em média, em R$159,90/MWh.

O custo indireto da geração hidroelétrica cresce rapidamente com o aumento da exigência por maiores

níveis de confiabilidade, que demandarão maior potência térmica disponível para complementar a fonte

hídrica durante os períodos de seca. Além disso, o custo de geração térmica se eleva muito quando há

despacho contínuo para geração na base do sistema, e não de forma complementar as fontes

hidráulicas.

5.4 PREÇO DA ENERGIA

Desde 2004, o governo federal vem realizando leilões de energia elétrica, existente ou nova, no âmbito

do novo modelo do setor elétrico com relativo sucesso nos certames. O Gráfico 8 e o Gráfico 9

apresentam os montantes de energia e os preços realizados nos leilões de energia existente,

respectivamente.

45


Gráfico 8 – Montantes de Energia Comercializada nos Leilões de Energia Existente 9.054

6.782

1.172 1.325

1021.166

204 83 1 97 10

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

1º

20

04

(2

00

5+

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)

1º

20

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6+

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)

1º

20

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7+

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20

05

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20

05

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6+

Q3

)

4º

20

05

(2

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9+

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)

5º

20

06

(2

00

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)

8º

20

09

(2

01

0+

Q5

)

8º

20

09

(2

01

0+

D5

)

9º

20

10

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01

1+

Q3

)

9º

20

10

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01

1+

D3

)

MW

méd

ios

Energia Comercializada Nota: A legenda do Eixo das ordenadas representa o ano do leilão (e.g., 2004), o ano de início da entrega contrato (e.g., 8 anos). Os leilões nº 6 e 7 foram cancelados pelo governo federal. Fonte: CCEE (2011)

Gráfico 9 - Preços Médios Nominais da Energia Contratada nos Leilões de Energia Existente

57,5167,33

75,4683,13

62,95

94,91

104,7499,14

80,00

105,00109,03

0

20

40

60

80

100

120

1º

20

04

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1º

20

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6+

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1º

20

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7+

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20

05

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8+

Q8

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20

05

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6+

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20

05

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9+

Q8

)

5º

20

06

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00

7+

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)

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20

09

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01

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)

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20

09

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20

10

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1+

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)

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20

10

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01

1+

D3

)

R$

/M

Wh

Preço Médio Nota: A legenda do eixo das ordenadas representa o ano do leilão (e.g., 2004), o ano de início da entrega da energia (e.g., 2005), a modalidade (e.g., Q – quantidade, D disponibilidade) e a duração do contrato (e.g., 8 anos). Os leilões nº 6 e 7 foram cancelados pelo governo federal. Fonte: CCEE (2011)

Com relação aos leilões de energia nova, inicialmente, foram contratadas muitas UTEs a óleo

combustível nos primeiros leilões (7,7 GW), mais caras (preço médio de venda de 137 R$/MWh) e

poluentes, devido à incapacidade de o governo federal articular novos empreendimentos hidroelétricos

entre 2002 e 2005 diante da dificuldade de obtenção da Licença Ambiental Prévia e à falta de estoque

de aproveitamentos hidroelétricos em condições de serem licitados.

46


A partir de 2008 o governo federal viabilizou a expansão de novas fontes renováveis de energia,

impulsionando a diversificação da matriz de geração elétrica com a contratação de UTEs a biomassa

(4,4 GW) e usinas eólicas (3,9 GW). Foram realizados também leilões para venda de energia de

grandes empreendimentos hidroelétricos polêmicos, como a UHE Belo Monte, com preço de venda

menor devido aos benefícios concedidos pelo governo federal aos investidores, como linhas de

financiamento com juros baixos, isenção de impostos e prazo de amortização maior. Gráfico 10O

Gráfico 10 e o Gráfico 11 apresentam os montantes de energia e os preços realizados nos leilões de

energia nova, respectivamente.

Gráfico 10 – Montantes de Energia Comercializada nos Leilões de Energia Nova

10

08

10

28

56

9

46 7

15

14

42

13

26

12

1

1

31

99

32

7

22 22

96

8

22

78

65

4

53

5

14

0

13

04

15

97

10

76

30

04

10

75

3

64

4 25

5

54

2

48

16

8

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

1º

20

05

2º

20

06

3º

20

06

1º

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7

4º

20

07

5º

20

07

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An

tôn

io 2

00

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00

7

1º

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erv

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20

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20

08

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20

09

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0

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0

11

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01

0

MW

méd

ios

Hidro Termo Eólica Termo Biomassa Nota: FAE - Fontes Alternativas de Energia. Fonte: CCEE (2011)

Gráfico 11 – Preços Médios Nominais da Energia Contratada nos Leilões de Energia Nova

11

4,4

3

12

6,7

7

12

0,8

6

13

4,9

9

12

9,1

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,87

71

,37 9

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0

14

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0

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,97 99

,48

14

6,9

9

13

3,2

5

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12

7,1

8

13

2,3

9

13

7,4

4

13

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5

13

4,6

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12

8,3

7

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0

14

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0

14

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3

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9

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20

40

60

80

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120

140

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20

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20

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01

0

Hidro Termo Eólica Termo Biomassa Nota: FAE - Fontes Alternativas de Energia. Fonte: CCEE (2011)

47


Os preços no Ambiente de contratação regulada (ACR) foram baseados no ambiente de contratação

livre (ACL), o que os tornou menores. Para que essa tendência continue, há necessidade de aumento

do mercado livre, possibilitando um ganho no mercado cativo por meio de tarifas mais baixas de

energia nos Leilões de Energia Nova.

Existe um projeto de Lei, tramitando no Senado (PLS 402) que sugere a ampliação do mercado livre da

seguinte forma:

“Ampliação do ACL (Elegibilidade)

i. Todos os consumidores do grupo de tensão “A”, com demanda superior a 3.000 kW.

ii. Após um ano aprovação da lei, liberação daqueles com demanda superior a 2.000 kW.

iii. Após dois anos da aprovação da lei, liberação daqueles com demanda superior a 1.000 kW.

iv. Elegibilidade com a agregação de cargas menores, pertencentes a um mesmo grupo

econômico para fins dos limites de demanda.”

Desde 2009, o governo federal não incluía a possibilidade de contratação de termoelétricas a

combustível fóssil nos leilões de energia nova, mas, em 2011, autorizou a inscrição de projetos de

térmicas a gás natural no leilão de energia nova A-3 (entrega da energia em 3 anos), previsto para ser

realizado no segundo trimestre deste ano. Entre os principais pré-requisitos para o cadastramento de

projetos, destaca-se que o Custo Variável Unitário (CVU), que representa o custo do combustível de

um empreendimento termoelétrico, está limitado a R$ 150/MWh.

Para o leilão A-3, de agosto de 2011, foram cadastrados 582 projetos inscritos. São 429 de usinas

eólicas com potência de 10.935 MW, 30 usinas térmicas a gás natural com potência de 10.871 MW e

81 usinas térmicas a biomassa de 4.580 MW. Além dessas, teremos PCHs e a UHE Jirau, no rio

Madeira, com potência de 450 MW.

Os atrasos dos empreendimentos termoelétricos, que deveriam ter entrado em operação no início

deste ano, fizeram com que a Petrobras alterasse a regra para o fornecimento de gás. Agora, a estatal

exige capital mínimo de R$ 400 mil por megawatt instalado para atender os empreendedores que

quiserem participar do leilão com usinas a gás. Essa medida inibe a entrada de empresas novatas no

setor ou aquelas que, eventualmente, tenham dificuldade de obter financiamentos. O objetivo é evitar

novos casos de atrasos, que têm marcado o resultado final dos leilões de 2007 e 2008. Entretanto, as

térmicas a gás terão que concorrer com as eólicas, térmicas a biomassa e hidroelétricas no leilão A-3.

Para a EPE, as UTEs a gás natural poderão retornar também aos leilões A-5 (entrega da energia em 5

anos), dada a dificuldade em viabilizarem-se novas UHEs.

Com o vencimento de várias concessões de empreendimentos de geração em 2015, que totalizam

18,2 GW, o governo federal poderá pressionar para a redução do preço de venda da energia existente

pelas concessionárias, tendo como contrapartida a prorrogação das concessões atuais em detrimento

de um novo processo de licitação. Essa questão, foco de profundos debates jurídicos, permanece

perigosamente indefinida pelo governo, prejudicando a capacidade de financiamento das empresas

cujas concessões vencerão nos próximos anos.

48


Um aspecto, que deveria ser considerado pelo governo federal é a realização de leilões de energia

específicos para cada fonte e a realização de leilões regionais, de forma a considerar as

especificidades dos geradores localizados nas diferentes regiões do país. Dessa forma, os preços

refletiriam melhor os custos com logística, transmissão da energia gerada, com a mão-de-obra em

cada região, tributos, entre outros aspectos, aumentando a viabilidade dos empreendimentos.

5.5 CARGA TRIBUTÁRIA

A elevada carga tributária sobre a energia elétrica no Brasil é o principal motivo para os elevados

preços da energia ao consumidor final. Em 2008, estudo divulgado pelo Instituto Acende Brasil em

parceria com a consultoria Price Water House Coopers indicou que naquele ano a carga consolidada

de tributos e encargos do setor atingiu 45,08%. O estudo teve como base a carga tributária

efetivamente arrecadada por 54 empresas do setor elétrico, e que representam 64% da Geração, 80%

da Transmissão e 84% da Distribuição. A carga tributária aumentou de 35,91% (ou R$ 21,4 bilhões)

em 2002 para 45,08% (ou R$ 46 bilhões) em 2008. A grande maioria da carga tributária, 96%,

corresponde a tributos estaduais, 46%, tributos federais, 31%, e encargos setoriais, 19%.

A seguir, estão listados todos os tributos que incidem direta ou indiretamente na tarifa de energia

elétrica:

IRPJ: Imposto de Renda da Pessoa Jurídica;

CSLL: Contribuição Social sobre o Lucro Líquido;

ICMS: Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços;

ISS: Imposto sobre Serviços;

PIS/PASEP: Programa de Integração Social e Programa de Formação do Patrimônio do

Servidor Público;

COFINS: Contribuição para Financiamento da Seguridade Social;

ITR: Imposto Territorial Rural;

IPVA: Imposto sobre a Propriedade de Veículos Automotores;

IPTU: Imposto sobre a Propriedade Territorial Urbana;

INSS: Contribuição ao INSS devida pelo Empregador;

FGTS: Fundo de Garantia por Tempo de Serviço;

Outros Encargos Sociais: SAT, Salário Educação, Sistema “S”.

49


A seguir estão listados todos os encargos setoriais:

CCC: Conta de Consumo de Combustível;

CDE: Conta de Desenvolvimento Energético;

CFURH: Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos;

ESS: Encargos de Serviços do Sistema;

EER: Encargo de Energia de Reserva;

TFSEE: Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica;

RGR: Reserva Global de Reversão;

UBP: Uso de Bens Públicos;

P&D: Pesquisa e Desenvolvimento;

CCEE: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica;

Contribuição ao ONS.

A Tabela 7 apresenta a participação de alguns tributos e encargos no total da receita bruta das 54

empresas consideradas, em 2008, de R$ 102,5 bilhões.

Tabela 7 - Tributos e Encargos em Relação à Receita Bruta em 2008 Tributos Participação (%)

IRPJ: Imposto de Renda da Pessoa Jurídica 3,92

CSLL: Contribuição Social sobre o Lucro Líquido 1,53

ICMS: Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços 20,80

ISS: Imposto sobre Serviços 0,02PIS/Pasep: Programa de Integração Social e Programa de Formação do Patrimônio do Servidor Público

1,51

Cofins: Contribuição para Financiamento da Seguridade Social 6,94

INSS: Contribuição ao INSS devida pelo Empregador 1,09

FGTS: Fundo de Garantia por Tempo de Serviço 0,47

Encargos Participação (%)

CCC: Conta de Consumo de Combustível 2,81

CDE: Conta de Desenvolvimento Energético 2,35

CFURH: Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos 1,40

TFSEE: Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica 0,20

RGR: Reserva Global de Reversão 1,23UBP (Uso de Bens Públicos), P&D (Pesquisa e Desenvolvimento) e ESS: Encargosde Serviços do Sistema

0,78

Fonte: Acende Brasil e Price Water House Coopers (2010)

O custo médio da tarifa residencial nas diferentes áreas de concessão do país é apresentado na Figura

17.

50


Figura 17–Custo Médio da Tarifa Residencial

Fonte: Aneel (2008)

Segundo a Aneel, em 2010, os consumidores de energia elétrica pagaram R$ 16,3 bilhões pelos

encargos setoriais. O maior valor pago em encargos foi o da Conta de Consumo de Combustíveis

(CCC), R$ 5,2 bilhões, seguido pela Conta de Desenvolvimento Energético, R$ 2,9 bilhões, o Proinfa,

R$ 1,8 bilhão, a Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos, R$ 1,9 bilhão.

O Brasil passa por um momento oportuno para redução da carga tributária no setor elétrico, dada à

iminência do crescimento da demanda de energia nos próximos anos, o que contribui para amenizar as

perdas de arrecadação com tributos. Em seguida, elencamos algumas medidas pontuais que poderiam

ser adotadas com o objetivo de desonerar as tarifas finais de energia.

Dentre as medidas a serem adotadas para a queda do impacto do ICMS (principal tributo na tarifa),

estão: a redução gradual da alíquota, levando a alíquota média real para 12% em 2020; a cobrança do

ICMS por faturas pagas, coibindo inadimplência pública ou a criação de uma conta de compensação

entre empresas e entidades públicas; a transparência à alíquota efetiva, explicitando o efeito de um

cálculo real; e a exclusão de encargos setoriais da base de cálculo.

51


Com relação aos impostos federais PIS/PASEP e COFINS, o governo federal poderia retornar a

cobrança para regime cumulativo com alíquotas de 0,65% (PIS PASEP) e 3,00% (COFINS) e excluir

encargos setoriais da base de cálculo. A alteração de regime para não cumulativo e o aumento das

alíquotas do PIS/PASEP (1,51%) e da COFINS (6,94%) gerou um aumento de cerca de 50%. O

governo Dilma tem iniciado estudos para eliminar a cobrança desses tributos da tarifa, de forma a

cumprir uma promessa assumida na campanha presidencial, mas, até o momento, nenhuma medida

nesse sentido foi anunciada.

A eliminação da cobrança do encargo da CCC do Sistema isolado pode ser alcançada com a

expansão racional de linhas de transmissão e gasodutos no país. É preciso dar maior transparência ao

destino dos recursos arrecadados de vários encargos, pois muitos não atendem à finalidade para a

qual foram criados, como é o caso da RGR. A RGR foi criada com o objetivo de ser um fundo para

gastos da União com indenizações de eventuais reversões de concessões do serviço de energia

elétrica. Mas, atualmente, destina, em particular, seus recursos ao Programa Luz para Todos, de

universalização do serviço de energia elétrica. No fim do ano passado, a cobrança foi prorrogada até

2035 por meio de uma Medida Provisória, e posteriormente aprovada no Congresso. Por meio da

RGR, o governo federal arrecada, aproximadamente, R$ 1,3 bilhão ao ano nas contas de luz. Uma

maior transparência também deve considerar os encargos ESS, TFSEE e EER.

A desoneração tributária no setor elétrico construiria um sistema mais racional e socialmente justo pela

essencialidade da energia elétrica, pelos profundos impactos sobre a produção e sobre a renda da

população.

5.6 VENCIMENTO DE CONCESSÕES

Um dos maiores desafios do governo atual é decidir o que fazer com as concessões do setor elétrico

que vencem entre 2015 e 2017. A questão é preocupante pelos montantes em questão, pois no

segmento de geração, vencem concessões de 58 UHEs, que somam capacidade de 20.658 MW,

quase duas UHE Belo Monte. Expiram, também, as concessões de 73 mil km de linhas de

transmissão, representando mais de 82% de todas as linhas em operação no SIN, além de concessões

de 42 concessionárias de distribuição (de um total de 64), representando em torno de 35% da energia

comercializada no mercado cativo.

O marco legal do setor elétrico (Lei 9.074/1995) prevê que, ao término das concessões, os ativos

sejam revertidos para a União, devendo necessariamente ser licitados, cabendo ainda ao antigo

concessionário compensações por investimentos que não estejam completamente depreciados e

amortizados.

Por ter amparo legal, essa solução traria menor risco jurídico e asseguraria a isonomia na disputa entre

os agentes. No entanto, existem dúvidas pendentes, como, por exemplo, a fórmula para calcular a

indenização aos antigos concessionários por investimentos realizados e não amortizados, e o risco

político em face dos atores e interesses envolvidos. No caso de uma nova rodada de licitações,

52


poderia ocorrer uma desestatização em massa, compreendendo ativos importantes de subsidiárias da

Eletrobras e de empresas de energia estaduais, como a CESP e a CEMIG.

Além dessas dúvidas, outra questão que se apresenta na adoção dessa alternativa diz respeito à

apropriação do beneficio de produzir-se energia em plantas já amortizadas. Como os investimentos

nas hidroelétricas com concessões expirantes foram total ou parcialmente amortizados pelos

pagamentos feitos pelos consumidores, ao longo dos anos, a diferença entre o preço de venda da

energia e os correspondentes custos de produção deveria beneficiar todos os consumidores. No

entanto, o argumento não vale para as concessões de distribuição. Primeiro, porque exigem

investimentos contínuos; segundo, porque são periodicamente submetidas a revisões tarifárias, que,

teoricamente, asseguram o equilíbrio econômico-financeiro da concessão, não da empresa.

Mesmo implicando alteração na legislação, a possibilidade de renovar as atuais concessões tem sido

discutida pelos agentes do setor e a percepção dominante é que a decisão do governo será por este

caminho. Nesse caso, os atuais concessionários, em sua maioria estatais estaduais e federais,

arcariam com a diferença entre o preço justo de venda e o custo amortizado de produção, o que

garantiria que a modicidade tarifária poderia ser aplicada para benefício dos consumidores.

É importante ressaltar que qualquer que seja o modelo escolhido, novas licitações ou prorrogação das

atuais, não se deve confundir tarifa competitiva com tarifa populista. É importante que o preço a ser

estabelecido para o próximo período seja tal que garanta os investimentos no setor para que não se

corra o risco de escassez de energia elétrica no futuro.

5.7 FINANCIAMENTO

A reestruturação do setor elétrico brasileiro tinha como objetivo inicial a adoção de um modelo de

Parceria Público-Privada (PPP), que definiria um novo padrão de financiamento de investimento. No

período de 1990 a 2002, as incertezas e inconsistências do marco regulatório, somadas às

características estruturais do setor elétrico, como a necessidade de vultosos recursos e longo prazo de

maturação dos investimentos, elevaram os riscos e os custos de financiamento, impedindo a

consolidação de um padrão de financiamento. A partir de 2003, verificou-se um maior interesse e

confiança do setor financeiro por meio da oferta de linhas de crédito com prazos mais longos e taxas

de juros menores.

Dois fatores contribuíram para a estruturação de um novo padrão de financiamento. O mais importante

foi a estabilidade dos fundamentos macroeconômicos do Brasil, obtida no governo FHC, a saber:

inflação em queda, equilíbrio nas contas externas e redução gradual da taxa real de juros. Essa

estabilidade foi fundamental para a retomada dos investimentos no setor elétrico.

O segundo fator foi a atuação do BNDES, que pode ser dividida em duas linhas de ação: a primeira foi

a de ampliação e aperfeiçoamento, via customização, do financiamento para as empresas geradoras,

transmissoras e distribuidoras. Instrumentos como prazos mais longos, juros menores, carências

específicas e o uso do Project finance tem contribuído, de forma decisiva, para a os novos

53


investimentos; a segunda linha de ação foi bem mais tímida e relacionava-se com a imposição, como

contrapartida aos financiamentos, de práticas e mecanismos de governança corporativa. Dessa forma,

o BNDES tentou estimular a adoção de gestão mais eficiente e transparente que costuma minimizar os

riscos dos financiamentos e, ao mesmo tempo, passa a dar mais garantias para as empresas e os

grupos que participam dos empreendimentos.

O BNDES financiou, desde 2003, 304 projetos do setor, com aporte de R$ 62,5 bilhões, possibilitando

investimentos de R$ 113,4 bilhões. Somente em geração foram 203 usinas com aporte de R$ 44,7

bilhões, que correspondem a investimentos de R$ 77,3 bilhões. Em transmissão, foram apoiados 58

projetos com R$ 9 bilhões. Para a área de distribuição, o BNDES destinou R$ 8,8 bilhões, gerando

investimento de R$ 15,1 bilhões. A área de eficiência energética também tem recebido apoio, ainda

que em menor intensidade. Nesse período, o desembolso efetivo chegou a R$ 51,6 bilhões.

A obtenção de financiamento do BNDES pelas empresas privadas e a parceria destas com empresas

públicas, trouxeram novos agentes econômicos para o setor, como empresas de engenharia,

construtoras, fundos de pensão, bancos de investimentos, definindo a formatação de um novo padrão

de financiamento. Entretanto, a capacidade de financiamento do banco já alcançou um limite máximo.

Atualmente o banco estatal tem dividido as atenções dos investidores com outros agentes, como o

mercado financeiro e as agências multilaterais, incluindo Banco Mundial, Banco Interamericano de

Desenvolvimento e a Corporação Andina de Fomento. Além delas, existem os fundos de

desenvolvimento regional como o do Nordeste e o do Norte, além do Banco do Nordeste.

Para além dos bancos de fomentos, os empreendimentos do setor elétrico têm recorrido aos fundos de

desenvolvimento regional, como o Fundo de Desenvolvimento da Amazônia (FDA), que já financiou

treze projetos em sete estados do Norte do país. A maioria desses investimentos foi no setor elétrico,

entre os quais estão PCHs e termoelétricas. Além disso, o mercado financeiro, apesar da crise

financeira de 2008, retornou como fonte viável de financiamento, por meio de Ofertas Públicas de

Ações no mercado.

É importante destacar que o modelo de PPPs obteve relativo sucesso, como verificado na formação

dos consórcios de empresas que estão construindo as grandes usinas do rio Madeira, UHEs Jirau e

Santo Antônio. Entretanto, esse modelo foi completamente ignorado pelo governo federal para a

construção da UHE Belo Monte, em que a sustentabilidade duvidosa do projeto afastou a iniciativa

privada. Com a concessão de vários benefícios, algumas empresas privadas entraram na formação do

consórcio que adquiriu a usina, mas já anunciaram a saída do projeto por não terem capacidade

financeira para tal. O governo está assumindo, praticamente, cada vez mais sozinho a construção

dessa usina, um modelo que se mostrou insustentável no passado.

Nos próximos anos, a necessidade de financiamento no setor elétrico continuará intensa. De acordo

com o PDE da EPE, serão necessários R$ 214 bilhões para a expansão da oferta de energia elétrica,

sendo R$ 175 bilhões para o segmento de geração e R$ 39 bilhões para a transmissão.

Os empréstimos do BNDES para o setor elétrico somaram R$ 13,6 bilhões em 2010 e estima-se que

54


em 2011 deverão somar R$ 18 bilhões, o que representa um crescimento de 32,3%. A maior parte dos

financiamentos em 2011, cerca de R$ 7,3 bilhões, será para projetos em geração hidroelétrica

(grandes, médias e pequenas usinas). Outros R$ 7,7 bilhões estão divididos entre projetos de

transmissão, distribuição e geração de energia eólica. No caso da transmissão, a previsão do BNDES

é de desembolsar R$ 3 bilhões; para a geração de energia eólica e a distribuição, a estimativa, em

2011, é R$ 2,5 bilhões e R$ 1,7 bilhão.

5.8 INADIMPLÊNCIA NO SETOR ELÉTRICO

O novo modelo institucional do setor elétrico introduziu a prática de leilões regulados federais, como

apresentado anteriormente neste estudo; onde as distribuidoras compram a energia a ser vendida aos

consumidores, e os geradores, por sua vez, vendem a energia produzida. Os leilões são promovidos

pela CCEE e, após sua realização, os agentes vendedores e compradores firmam contratos de compra

de energia, os chamados CCEAR (Contratos de Compra de Energia no Ambiente Regulado). Existem

vários tipos de certames realizados pela CCEE, dentre os quais estão os para comercializar energia de

fontes alternativas, tais como as PCHs, eólicas e a biomassa e os leilões de energia nova para projetos

hidroelétricos e termoelétricos, com prazo de fornecimento de quinze a trinta anos. Ainda existem os

certames em que é negociada a disponibilidade das usinas, caso este especifico para UTEs movidas a

óleo combustível, gás natural ou biomassa.

Com a assinatura dos CCEAR, as empresas vendedoras comprometem-se a entregar às

distribuidoras, a partir de uma data definida pelo leiloeiro, a energia efetivamente negociada. Quando a

construção de uma usina atrasa ou não acontece, as empresas vendedoras ficam incapazes de gerar

e entregar a energia e são obrigadas a comprar um contrato de energia de outro agente do mercado

para servir como lastro para sua usina.

Esse contrato serve como garantia de que haverá fornecimento de energia elétrica e de que os

geradores os quais produzirem no lugar das usinas atrasadas, ou não construídas, receberão pela

energia produzida. Por exemplo, uma usina termoelétrica a óleo diesel que tenha participado de um

leilão e tenha vendido sua disponibilidade às distribuidoras, mas não tenha disponibilidade para

produzir energia em atendimento ao contrato firmado, deveria apresentar na CCEE um contrato de

recomposição de lastro. Além disso, deveria apresentar garantias com o objetivo de resguardar o

processo de liquidação financeira da energia comercializada operado mensalmente pela CCEE. Sob o

ponto de vista elétrico, se, por uma razão qualquer, como uma falta de combustível ou atraso no

cronograma de obras, a usina não puder gerar energia elétrica, outros geradores suprirão essa lacuna

e receberão pela energia produzida.

Entretanto, o modelo vem apresentando falhas, na medida em que os vendedores nos certames

federais não têm honrado seus compromissos, tanto quanto à conclusão dos empreendimentos como

à consequente exigência para apresentação de contrato de recomposição de lastro nessas situações.

Esse cenário tem-se agravado, pois observam-se inadimplências vultosas no setor, principalmente,

55


nos projetos de usinas vencedoras nos leilões realizados a partir do ano de 2008, penalizando, em

consequência, os agentes geradores atuais que continuam garantindo o abastecimento, apesar do

insucesso dos projetos vencedores dos leilões.

Ao não apresentarem os tais contratos de recomposição de lastro à CCEE, os vendedores, que

possuem compromisso de entrega de energia às distribuidoras, ficam expostos ao mercado de curto

prazo e são automaticamente promovidos a devedores no processo de liquidação financeira da CCEE,

segundo a regulação vigente. Os montantes de tais dívidas, se liquidadas, seriam então utilizados para

remunerar as usinas em operação que atenderam os compromissos contratuais estabelecidos nos

leilões por esses vendedores inadimplentes.

Quando uma dívida, um compromisso financeiro, não é honrada, os geradores em operação

tipicamente credores arcam com essa inadimplência. Dessa forma, o modelo concebido tem

estimulado o ingresso de investidores não confiáveis, sem conhecimento da regulação e experiência

no setor de energia elétrica. Esses investidores acabam não cumprindo seus contratos de

fornecimento de energia, utilizando indireta e indevidamente a energia gerada por aqueles que estão

agindo corretamente. Esses agentes acabam arcando com a inadimplência daqueles.

Nos últimos leilões de disponibilidade de UTEs, diversos agentes com empreendimentos em atraso

não apresentaram o lastro requerido (na forma de contrato de compra de energia) e tampouco

apresentaram as garantias financeiras exigidas pela CCEE. Quando o contrato entrou em vigor, isto é,

quando as usinas deveriam estar disponíveis para gerar, sequer tinham saído do papel. O resultado é

que esses agentes deixam de honrar seus compromissos contratuais, mas a energia para atendimento

ao mercado é gerada, por outros agentes, o que é um paradoxo nessa relação. Em fevereiro de 2011,

a inadimplência desses geradores chegou a R$280 milhões, referente à energia gerada por outros

geradores e não ressarcida, a falta de garantias financeiras chegou a R$ 436,7 milhões e o volume de

penalidade atingiu a marca de R$ 95,8 milhões.

Cabe ressaltar que as distribuidoras que compraram nos leilões para o mercado regulado poderiam

rescindir estes CCEARs firmados com as usinas em atraso (ou mesmo sem uma previsão de

conclusão de obras). Entretanto, caso tomassem essa decisão, estas empresas chamariam para si a

dívida provocada por esses atrasos e, por tratar-se de energia nova que não foi conectada ao sistema

interligado, terminariam onerando, em última análise o consumidor. Essa situação expõe a fragilidade

das atuais regras do setor elétrico e exige ações do governo e da Aneel, para não penalizar os

investidores responsáveis que atuam no setor.

5.9 IMPACTOS AMBIENTAIS

A questão ambiental, no que diz respeito a sistemas de geração e transmissão de energia elétrica no

Brasil, teve um importante impulso a partir do Plano Diretor de Meio Ambiente do Setor Elétrico

(1991/1993). Esse Plano foi elaborado pela Eletrobrás em 1990 e representa um instrumento

direcionador das ações institucionais e normativas socioambientais para o planejamento, a

56


implantação e a operação dos empreendimentos do setor elétrico. Apesar da sua abrangência, restrita

ao período 91/93, o Plano Diretor incorporou muitas das vertentes estruturadoras que ainda regem o

setor no desenvolvimento dessas ações.

Em 1986, foi elaborado o Manual de Estudos de Efeitos Ambientais dos Sistemas Elétricos (Eletrobrás,

1986), que se trata, essencialmente, de um guia abrangente que sistematiza e detalha todos os

aspectos sociais e ambientais que deverão ser levados em conta nas diversas etapas de

planejamento, construção e operação dos empreendimentos do setor elétrico.

O Plano Diretor para Proteção e Melhoria do Meio Ambiente nas Obras e Serviços do Setor Elétrico

(MME/Eletrobrás, 1986) propôs uma abordagem socioambiental para o setor elétrico, com base em

quatro diretrizes: a viabilidade ambiental, a inserção regional, a articulação interinstitucional para a

sociedade e a eficácia gerencial.

Ainda em 1986, foi criado o Comitê Consultivo de Meio Ambiente da Eletrobrás, que tinha como

atribuição aconselhar a diretoria executiva da empresa. Em 1988, foi criado o Comitê Coordenador de

Atividades de Meio Ambiente – COMASE, integrado por 25 concessionárias e, como que tinha como

principal função, assessoramento do Grupo Coordenador de Planejamento dos Sistemas Elétricos.

Posteriormente, em 1999, foi extinto o GCPS e criado o Comitê Coordenador do Planejamento do

Setor Elétrico – CCPE, que incluía um comitê específico para tratar das questões ambientais, o Comitê

Técnico Socioambiental – CTSA, que posteriormente passou a ser realizado pela Empresa de

Pesquisa Energética (EPE).

Diversos esforços foram realizados pelo setor elétrico, na década de 90, para incorporar a dimensão

ambiental no planejamento dos empreendimentos do setor elétrico. Merece destaque a elaboração de

estudos e desenvolvimentos metodológicos para permitir estimar, no âmbito compatível com o ciclo de

projetos, os custos socioambientais relativos às medidas de mitigação e compensação ambiental

indicadas nos estudos socioambientais.

Nesse sentido, foi criado um roteiro para a elaboração de orçamentos dos programas socioambientais,

descrevendo os principais itens de custos de cada programa e as rubricas do Orçamento Padrão

Eletrobras – OPE (MME/DNAEE/Eletrobrás, 1997) para sua apropriação. Esse trabalho concluído em

1994 foi desenvolvido por um grupo de trabalho formado por diversas empresas do setor elétrico no

âmbito do Comitê Coordenador das Atividades de Meio Ambiente do Setor Elétrico – COMASE, tendo

como objetivo propor critérios uniformes a serem utilizados pelas empresas e contribuindo para

aprimorar a avaliação dos custos globais dos empreendimentos, permitindo a comparação de

orçamentos de diversos projetos e a verificação da sua viabilidade econômica. O produto final desse

trabalho foi a incorporação de novas rubricas ao OPE.

Desde essa época, este tem sido o instrumento utilizado para apropriar os custos e subsidiar as

decisões e negociações sobre projetos ou empreendimentos individualizados, entre os diversos

agentes envolvidos no setor elétrico.

57


O Brasil tem uma larga vantagem sobre a média dos demais países no que diz respeito à produção de

energia limpa. De acordo com dados da EPE, 46,4% de toda a energia produzida no país provem de

fontes renováveis, enquanto a média mundial encontra-se em torno de 13%. Nos países da

Organização para a Cooperação e Desenvolvimento Econômico (OCDE), que representam mais de

50% do PIB mundial, apenas cerca de 7% da energia utilizada advém de fontes renováveis.

No que diz respeito à produção de energia elétrica, especificamente, essa vantagem é ainda mais

notável, tendo em vista que mais de 80% da eletricidade produzida no Brasil tem origem em fontes

renováveis, com grande destaque para a energia gerada a partir de fontes hidroelétricas. A alta

relevância da geração hidroelétrica é, em grande parte, explicada pelo fato de o Brasil possuir a maior

disponibilidade hídrica do planeta, com 13,8% do deflúvio médio mundial. A Bacia Amazônica, a Bacia

do São Francisco e a Bacia do Paraná, cobrem 72% do território brasileiro e são responsáveis por 80%

da produção hídrica do país.

Entretanto, a matriz de geração de energia elétrica está mudando. Termoelétricas movidas a diesel, a

óleo combustível, a carvão mineral e a gás natural estão, gradativamente, ocupando o lugar das

hidroelétricas, notadamente a partir de 2005. Entre 2005 e 2008, nos leilões de compra e venda de

energia que foram realizados para abastecer o mercado entre 2009 e 2013, a energia colocada em

oferta era predominantemente oriunda de fontes térmicas. As centrais térmicas somavam uma

capacidade de 15.400 MW disponíveis, contra 8.215,75 MW de geração hidroelétrica.

As recentes mudanças na matriz de geração de energia elétrica brasileira têm, no entanto,

consequências ambientais que precisam ser examinadas e cotejadas com aquelas causadas pelo

quadro pré-2005, panorama no qual preponderavam as fontes hidroelétricas. As ameaças identificadas

ao meio ambiente são de naturezas diversificadas, mas vêm tomando dimensões cada vez maiores,

como, por exemplo, a preocupação com a emissão dos gases de efeito estufa (GEE), citada

anteriormente nesta pesquisa.

É importante destacar que a geração de energia elétrica tem uma pequena, embora crescente,

participação na emissão de GEE. A geração de energia elétrica por fontes térmicas, notadamente

pelas usinas movidas a combustíveis fósseis, como óleo diesel e combustível, carvão mineral e gás

natural é responsável mais direta de GEE, porém não se deve deixar de observar nenhum detalhe no

tocante a essa emissão.

Apenas 1,5% das emissões de gases potencialmente causadores do fenômeno do aquecimento global,

no caso brasileiro, provêm do setor elétrico, enquanto, no mundo, 24% provêm dessa atividade.

Mesmo com algum arredondamento dessa cifra, o número brasileiro será cerca de duzentas vezes

menor que o de países como a China e os Estados Unidos. Essa enorme desproporção, em favor do

Brasil, se deve, sem dúvida alguma, à composição das respectivas matrizes de geração. Entretanto, as

emissões de CO2 geradas por usinas térmicas, no Brasil, aumentaram 122% no período entre 1994 e

2007, de 10,8 milhões, em 1994, para 24,1 milhões de toneladas de CO2, em 2007. Nesse período, a

capacidade instalada de térmicas cresceu 202%, passando de 7.051 MW para 21.324 MW.

58


A tendência ao aumento de emissões de GEE continua presente, em paralelo à expansão dos

investimentos nas térmicas na matriz de geração nacional. O desmatamento era responsável por cerca

de 70% das emissões totais do Brasil em 1994, segundo o MMA. Os números atuais do Ministério

apontam para 60%. Isso se deve ao aumento da participação dos setores energético e industrial nas

emissões de GEE de 18% para valores próximos de 30%.

Com relação às emissões de GEE pelas UHEs, informações objetivas sobre o assunto são escassas.

Existem, no entanto, informações preliminares oriundas de uma pesquisa conduzida por Furnas

Centrais Elétricas: os lagos formados por hidroelétricas “jovens”, isto é, com seis a dez anos de

operação, pouco contribuem para o aumento do efeito estufa, em comparação com uma usina

termoelétrica de igual potência. A emissão de carbono por MW gerado tem sido cem vezes menor.

Foram observados reservatórios que, em alguns momentos, apresentam o efeito líquido de retenção

de carbono, isto é, mais absorvem que emitem carbono, o que pode ser uma explicação para esse

fenômeno.

Os resultados da pesquisa mostram ainda que o metano (CH4), cujo potencial de contribuir para o

aquecimento global é 21 vezes superior ao do CO2, representa uma parcela muito pequena da

emissão. As quantidades de carbono retido no sedimento são maiores que as emitidas sob a forma de

CH4, principalmente, nos reservatórios mais antigos, que, segundo os pesquisadores, funcionam como

verdadeiros sumidouros de carbono.

Contudo, tendo em vista que a maior parte dos GEE emitidos por uma represa decorre da morte das

árvores submersas, a vantagem das hidroelétricas é mais clara, neste aspecto, quando se trata de

usinas fora da Amazônia. É preciso lembrar, contudo, que a maior parte do potencial hidroelétrico a ser

explorado, 65% do total, encontra-se justamente na Amazônia. Dessa forma, poderá ocorrer um

aumento de custo nos empreendimentos devido à exigência de retirada de toda a vegetação da área a

ser alagada, o que tornaria as emissões de GEE desprezíveis.

Outro impacto ambiental significativo quando se trata de UHEs é o desmatamento. O bioma amazônico

tem, no total, em torno de 6,6 milhões de km². A sua parte brasileira, que representa 64% do total,

ocupa 4.197.000 km². De acordo com a EPE, 0,22% da parte brasileira do bioma amazônico são hoje

ocupados por hidroelétricas em operação, e 0,03% poderão vir a sê-lo, pelo conjunto potencial de

usinas futuras.

As hidroelétricas geram um forte impacto no momento da sua implantação. Entre os aspectos

negativos a destacar, podemos citar o deslocamento de comunidades, a destruição de ecossistemas

naturais, a mudança na composição da fauna aquática e a inundação de sítios de importâncias

histórica, arqueológica e turística.

Todavia, as hidroelétricas têm seu impacto inicial atenuado ao longo do tempo, com a estabilização

progressiva das novas condições ambientais. A vida do rio e a preservação de seu fluxo d’água para

geração dependem fundamentalmente da manutenção das matas ciliares da bacia afluente, o que

passa a ser considerado relevante pelo gerador.

59


As hidroelétricas têm, ainda, inegáveis vantagens sobre as outras opções de geração. Quer sob a ótica

dos usos múltiplos de seus reservatórios, de grande potencial gerador de benefícios socioeconômicos,

quer pela existência de mecanismos legais e infra legais consolidados, que induzem à contraprestação

de compensações de natureza financeira e ambiental decorrentes do empreendimento.

Em muitos casos, até os problemas socioambientais decorrentes da implantação de hidroelétricas

podem transformar-se em oportunidades de geração de melhorias socioeconômicas para uma região,

como, por exemplo, no caso de realocação de comunidades carentes, até então submetidas a

condições de vida degradantes. Em muitos casos, são transferidas para novos bairros e conjuntos

habitacionais, com melhores condições de vida, por força das medidas compensatórias e mitigadoras

previstas na legislação. No entanto, é importante reafirmar que não cabe ao empreendedor fazer papel

de Estado nos municípios, pois eles serão beneficiados de maneira perene com o empreendimento.

Os reservatórios, além de promoverem a regulação de vazões e o controle de enchentes das bacias,

contribuem para a produção de alimentos e para a pesca, prestam-se ao turismo e ao ecoturismo e

servem à irrigação e ao transporte hidroviário de cargas e de passageiros, entre outras finalidades.

Outra vantagem importante decorrente da capacidade de reserva de água das hidroelétricas é que ela

viabiliza comercialmente as térmicas a biomassa de cana-de-açúcar. Essas usinas geram apenas na

safra o (que, no Sudeste, por exemplo, vai de maio a novembro), mas graças à sua

complementaridade sazonal com as hidroelétricas, podem firmar contratos de suprimento constante

para o ano inteiro. Essa capacidade de regularização das hidroelétricas com reservatório também

serve para suavizar as naturais variações de produção de energia eólica, o que na Europa, por

exemplo, é feito por térmicas.

As termoelétricas, efetivamente, não ocupam grandes áreas e não promovem o desmatamento, nem o

deslocamento de populações, além de poderem ser construídas mais rapidamente e mais perto dos

centros de consumo, consumindo relativamente, menos capital que as hidroelétricas operacionais.

Entretanto, produzem uma energia significativamente mais cara que a de origem hídrica, onerando o

consumidor e emitindo quantidades comparativamente maiores de GEE, durante todo o tempo em que

funcionam, prejudicando, nesse caso, a sustentabilidade ambiental de todo o planeta. Além disso,

diferentemente das hidroelétricas, não oferecem nenhum benefício à sociedade além da geração de

energia elétrica.

Entretanto, se todas as limitações atuais que envolvem as hidroelétricas forem consideradas, como as

medidas para melhoria da qualidade de vida das populações atingidas nas construções, as grandes

linhas de transmissão, a limpeza do lago e a baixa energia assegurada das usinas a fio d’água, as

hidroelétricas poderão apresentar preços equivalentes aos das termoelétricas.

60


6. ANÁLISE DO SISTEMA HIDROTÉRMICO

O Brasil tem uma abundância de recursos renováveis competitivos (hidroelétricas, biomassa, eólica e

solar). No entanto, muitos dos combustíveis fósseis, por si só, comprometem a pureza do meio

ambiente pela emissão de CEE. A matriz elétrica é, no vocabulário da área, a que menos polui, ou

seja, constitui uma matriz limpa.

A opção pelo modelo hidrotérmico decorre do fato de que a expansão que mais beneficiaria o

consumidor seria um equilíbrio entre renováveis e termoelétricas. Como vimos apresentando neste

trabalho, a emissão de gases do efeito estufa das termoelétricas no setor elétrico, que é muito menor

do que se imagina. A energia hidroelétrica, ao contrário da energia termoelétrica, apresenta uma

disponibilidade variável em função das condições hidrológicas. Enquanto as usinas termoelétricas têm

sua disponibilidade avaliada em função da sua capacidade instalada e de fatores de indisponibilidade

forçada e programada (manutenção), as usinas hidroelétricas têm a sua disponibilidade, também, e,

principalmente, dependente das condições hidrológicas.

Para fins de comparação entre hidroelétricas e térmicas, deve-se igualar a confiabilidade de

suprimento. Dessa forma, para saber o custo total da geração hidroelétrica para o consumidor, é

necessário somar ao custo da hidroelétrica o custo de interrupção que poderá tornar a hidroelétrica

menos competitiva que a termoelétrica. O custo da geração hidroelétrica cresce rapidamente com o

nível de confiabilidade exigido, devido ao aumento da importância de eventos extremos na distribuição

de probabilidade das afluências.

Em um determinado nível de confiabilidade, deve-se atingir uma proporção adequada entre a hidro e

térmica. Contudo, de hidro e térmica, a participação das térmicas, no total da capacidade instalada do

país, amplia-se à medida que o nível de confiabilidade é estabelecido. As usinas térmicas têm

contribuído para garantir a confiabilidade de um sistema equivalente as Hidroelétricas com reservatório

de acumulação plurianual. Afinal, devido aos ganhos sinérgicos entre os dois tipos de geração: as

UTEs contribuem com o atributo confiabilidade, nos períodos secos, e as hidroelétricas contribuem

com o atributo “geração média barata”, nas demais situações hidrológicas. Essa sinergia entre hidro e

térmicas, muitas vezes, não é capturada nos modelos atuais. Há simulações que mostram que com a

expansão do bloco térmico, a energia assegurada do bloco hidráulico diminui.

Além disso, existe um terceiro atributo que deve ser considerado que é o despachar energia de forma

imediata. Todas as vezes que ocorrem eventos inesperados, como um incremento repentino na

demanda de ponta em uma situação de restrição do uso do sistema de Itaipu ou uma geração

suplementar devido à escassez hídrica, as UTEs são acionadas fora da ordem de mérito econômico.

Esses acionamentos não poderiam ser realizados pelas usinas eólicas e hidroelétricas a fio d’água,

pois elas não são despacháveis imediatamente, isto é, não podem produzir energia “on demand”.

Dessa forma, o ONS faz um acionamento suplementar das térmicas para aumentar a segurança de

suprimento. Para obter nível de segurança equivalente às usinas não despacháveis imediatamente,

61


seria necessário contratar energia de reserva, o que acarretaria em um aumento aproximado no custo

operativo do sistema de R$ 1,5 bilhão por ano.

Vale ressaltar que as UHEs têm um custo de oportunidade. Embora as hidroelétricas tenham um custo

operativo direto muito reduzido (basicamente operação e manutenção), a operação ótima de um

sistema hidrotérmico não é dar 100% de prioridade à geração hidroelétrica. A razão para esse

fenômeno está na utilização dos reservatórios para transferir geração hidroelétrica para o futuro,

quando o custo evitado de geração térmica pode ser maior.

Considere a decisão de utilizar os reservatórios das hidroelétricas no presente de forma a produzir

energia mais barata, conforme mostra a Figura 18. No futuro, o sistema poderá deparar-se com duas

situações: uma em que o período úmido será suficiente para encher os reservatórios novamente, não

acarretando problemas no suprimento; e outra em que o clima seco não será suficiente para encher os

reservatórios, o que acarretaria o acionamento de usinas térmicas para atender o suprimento.

Em contraposição, considere agora a decisão de não utilizar os reservatórios das hidroelétricas no

presente tendo em vista o custo futuro da geração. Mesmo que o sistema enfrente uma situação seca,

se os reservatórios estiverem preservados, será possível gerar energia com preços condizentes,

impedindo o acionamento de térmicas. Por outro lado, se ocorrer um período muito úmido, as

hidroelétricas com os reservatórios cheios terão de verter água, o que caracteriza um desperdício para

a geração. Este custo de oportunidade das hidroelétricas é, em geral, igual ao Custo Marginal de

Operação (CMO).

Figura 18 – Custo de Oportunidade das Usinas Hidroelétricas

Usar o Reservatório

Não Usar o Reservatório

Período Úmido

Período Seco

Período Úmido

Período Seco

OK

OK

Déficit

Vertimento

Fonte: CBIE

Com a maior participação de térmicas, o dilema custo médio versus segurança passa a ser bastante

concreto sendo questionável se a melhor solução para a sociedade seria acionar as térmicas somente

após um grande aumento no risco de deficit no suprimento.

A ordem de despacho para a entrada em operação das usinas considera o Custo Variável Unitário

(CVU) de cada unidade. Dessa forma, as primeiras térmicas convencionais que são acionadas,

geralmente, utilizam gás natural, que possuem CVU menor, seguidas pelas centrais a óleo combustível

e óleo diesel. Em geral, o acionamento segue essa ordem, mas pode variar em função do preço dos

energéticos no mercado. As UTEs a carvão mineral e nuclear operam, comumente, na base da

geração do SIN.

62


Com o aumento da participação térmica e redução da capacidade de regularização do SIN, as térmicas

deverão ser sempre utilizadas para aumentar a segurança. A aplicação de procedimentos operativos

de curto prazo, como a antecipação do acionamento de térmicas de CVU mais baixo, evita

posteriormente o despacho daquelas com CVU elevado, buscando reduzir o custo de geração térmica

complementar.

As novas térmicas contratadas e que possuem custo de combustível elevado, devem ser despachadas

somente a partir da caracterização de condições hidrológicas adversas. Dessa forma o SIN passa a

apresentar maior dependência dos períodos chuvosos, requerendo ações mais robustas por parte do

ONS para evitar a elevação dos riscos de déficit no suprimento.

Em resumo, a geração termoelétrica é um componente importante na expansão econômica do sistema

de geração, pois contribui com o atributo confiabilidade; a hidroelétrica a seu termo retribui o favor,

contribuindo para a redução do fator de despacho das termoelétricas nos períodos de afluência

favorável. O despacho imediato das térmicas passa a ser cada vez mais importante com a entrada de

recursos não despacháveis de forma imediata no sistema: eólica, biomassa e usinas a fio d’água,

como as de Santo Antônio, Jirau e Belo Monte.

As atuais características do setor elétrico de UHEs com grandes reservatórios na base do sistema

elétrico e operação de usinas térmicas fora da base, à exceção de poucas térmicas a carvão e

nucleares, estão sendo modificadas pelo atual contexto do setor energético. Isso se dará cada vez

mais pela maior restrição causada pelos impactos ambientais e pela abundância de novas fontes,

como o gás natural. Outro aspecto que deve ser ressaltado é que o sistema hidrotérmico já está tendo

problemas para firmar energia, mesmo sem a entrada das usinas fio d’água que tendem a agravar

ainda mais esse problema.

Para evitar apagões, o Governo Lula priorizou a segurança do suprimento focando a expansão da

geração, o que resultou na contratação de muitas UTEs a óleo combustível. Em 2008, diante de um

cenário de escassez hídrica, usinas a óleo combustível foram acionadas para poupar a água das

UHEs, gerando uma conta a ser paga pelo consumidor, em 2009, de mais de R$ 2,3 bilhões. Dessa

forma, o governo permitiu ainda mais o encarecimento da energia no país.

Em 2009, as UHEs voltaram a apresentar maiores níveis de produção e o acionamento de térmicas

não ocorreu, o que contribuiu para um reajuste tarifário menor no ano seguinte, em que seriam

realizadas eleições no país. Em 2010, novamente em um cenário de escassez hídrica, usinas a gás

natural foram acionadas para poupar a água das UHEs, conta, novamente, a ser paga pelo consumidor

em 2011, de mais de R$ 1,1 bilhão. Com a repetição do problema, a solução do governo foi idêntica a

do ano anterior: onerar o consumidor final.

A expansão da participação térmica tende a aumentar as emissões de gases de efeito estufa das

termoelétricas de 14 MtCO2/ano em 2011 para 40 MtCO2/ano em 2020. A sinergia hidrotérmica faz

com que a emissão de CO2 do setor seja bem menor do que se imagina. Uma térmica a óleo

63


combustível, no Brasil, que seja pouco despachada, emite menos do que uma com ciclo combinado a

gás natural, em outros países.

Faz-se necessária também, uma mudança nas atuais regras de despacho e comercialização de

energia elétrica que não mais representam a nova realidade da geração e do consumo no país. As

atuais regras ainda refletem um período em que a geração no Brasil era em quase sua totalidade de

origem hidráulica, por meio de UHEs com reservatórios plurianuais. Para que a inserção térmica seja

eficiente, é preciso compatibilizar e aperfeiçoar os procedimentos de planejamento e operação, os

procedimentos de segurança de suprimento, melhorar os sinais locacionais da transmissão, contornar

incertezas nos custos de combustível e reconhecer o benefício operativo de térmicas a biomassa e

usinas eólicas.

O período da safra de cana-de-açúcar é complementar ao regime hidrológico das regiões Sudeste e

Centro-Oeste. Isso propicia que ocorra a geração de usinas térmicas a biomassa em períodos de

natural elevação do CMO no SIN. A disponibilidade de fontes de geração a biomassa (e também

eólicas) possibilita a redução do montante de ESS por razões de segurança energética acionados por

procedimentos operativos de curto prazo. Ressalta-se, novamente, que essas fontes de geração são

inflexíveis e complementares ao regime hidrológico.

Somente com UTEs modernas, movidas a gás natural, por exemplo, é que o país irá firmar a energia

das novas hidroelétricas. Com o início da exploração do pré-sal e o desenvolvimento de campos em

terra, o país poderá vir a ser um grande produtor de gás natural. Portanto, o modelo hidrotérmico

poderá trazer ainda maiores benefícios aos consumidores do país, caso ocorra a maior inserção de

usinas a gás natural.

Centrais no formato ciclo combinado, por serem mais inflexíveis, levam menos de 50 minutos para

chegar à carga máxima desse ciclo; com paradas inferiores a oito horas, são adequadas para operar

na base do sistema elétrico e contribuiriam para reduzir o CMO e a utilização de procedimentos

operativos de curto prazo pelo ONS, além de aumentarem a segurança no suprimento. Por outro lado,

centrais flexíveis com ciclo aberto são adequadas para operar na ponta do sistema elétrico, aquelas

com CVU baixo, como as centrais a gás natural, por exemplo, aumentam a segurança e reduzem a

necessidade de utilização de procedimentos operativos de curto prazo pelo ONS, pois são

despachadas pelo mérito econômico, e aquelas com CVU elevado, como centrais a óleo combustível,

requerem a utilização de procedimentos operativos de certo prazo que elevam o custo de geração para

aumentar a segurança.

A expansão das usinas termoelétricas permitiria um melhor aproveitamento da energia secundária que

atualmente, é vertida em usinas hidroelétricas com reservatório, aumentando a energia assegurada no

SIN. Nesse caso, as usinas térmicas seriam pouco despachadas, apenas no caso de períodos

hidrológicos desfavoráveis. Entretanto, a complementariedade de usinas térmicas com hidroelétricas a

fio d’água é diferente, pois as últimas estão sendo projetadas para atender à produção na vazão

máxima, apresentando um vertimento de energia secundária menor. Dessa forma, a geração térmica

64


será importante para firmar a energia no período seco, quando a produção das usinas hidroelétricas

será muito pequena. Nesse caso, a necessidade de operação das térmicas será maior, o que

justificaria a entrada de usinas térmicas a gás natural com ciclo combinado na base do setor elétrico.

65


PARTE III

Nesse capítulo, foram analisados possíveis cenários de expansão da geração de energia para

evidenciar as evoluções do sistema hidrotérmico, tendo como referência o horizonte de 2020. Para a

criação dos Cenários “Provável”, “Conservador” e “Agressivo”, utilizaram-se dados da Resenha

Energética Brasileira do Ministério de Minas e Energia (MME) de maio de 2011. A partir desse

contexto, foram estabelecidas projeções para o setor elétrico brasileiro em 2020, adotando taxas de

crescimento para cada fonte energética, fundamentado em premissas de crescimento para cada um

dos cenários.

Os três cenários são apresentados de acordo com diferentes premissas assumidas, poderá contribuir

para compreenderem-se as mudanças por que passa o sistema elétrico, em face da expansão das

gerações eólica e térmica, em detrimento da geração em UHEs, dada as razões já expostas.

Os itens 7.1, 7.2 e 7.3 apresentarão as premissas específicas de cada cenário. Resumidamente, para

o Cenário Provável é considerada uma expansão moderada de usinas hidroelétricas, notadamente, a

fio d’água, de usinas térmicas convencionais (movidas a gás natural, óleo combustível e carvão) e

nucleares. No Cenário Conservador, as usinas hidroelétricas tem forte expansão em detrimento das

Usinas térmicas convencionais e do nuclear. Por último, no Cenário Agressivo, as usinas hidroelétricas

apresentam expansão retraída, mas ocorre larga expansão da participação de usinas térmicas não

convencionais e nucleares. Em todos os três cenários, ocorre uma expansão significativa das usinas

eólicas.

Neste capítulo, também serão apresentadas estimativas para os investimentos necessários para a

construção do parque gerador, considerando-se os custos de investimento em cada fonte e a receita

total obtida com a geração, considerando-se os preços médios de venda da energia nos leilões de

energia nova apresentados na tabela 17. O crescimento anual da capacidade instalada geradora

apresentada em cada cenário será detalhada nos Anexos II, III e IV.

7. DEMANDA FUTURA – CENÁRIOS

Os cenários são uma ferramenta muito útil para o planejamento elétrico do país, pois possibilitam

antever consequências causadas por decisões que são tomadas no presente, indicando os impactos

na mudança da capacidade instalada no país. Pode-se, também, predizer, as fontes de energia que se

expandirão, os possíveis impactos ambientais, as necessidades de financiamento e os custos de

escolhas tecnológicas.

O Gráfico 12 apresenta a participação das fontes na geração de energia elétrica em 2010, para

referendar as premissas que se seguem.

66


Gráfico 12 – Participação das Fontes na Geração de Energia Elétrica em 2010

82,8%13,9%

2,9% 0,4%

490 TWh

Hidro Térmica Nuclear Eólica

Fonte: CBIE (2011)

Em cada cenário, será provisionada uma estimativa do custo total do investimento em capacidade

instalada entre 2010 e 2020, considerando-se os seguintes custos unitários de investimento da Tabela

8, de forma a definir o montante de recursos necessários a concretizar as expansões.

Tabela 8 - Custo Unitário de Investimento em Diferentes Usinas Usina R$/kW

Hidroelétrica 2.805Térmicas Nucleares 6.400Térmicas Gás Natural 1.275Térmicas Carvão 2.720Térmicas Óleo Combustível 510PCH 3.400Térmicas Biomassa 1.530Eólica 2.040

Nota: Preços sem tributos e encargos. Fonte: EPE (2011) e CBIE (2011)

A Tabela 8 expressa os valores considerados para estimar os investimentos a realizar de acordo com

as projeções de expansão das diversas fontes, tendo como referência cálculos efetuados pela própria

EPE.

Tendo em vista que esses valores, na verdade, seriam estabelecidos caso a caso, a partir de cada

empreendimento a ser realizado, e as condições vigentes no momento da sua análise de atratividade,

entendemos que os dados consequentes são indicativos dos valores mínimos a serem considerados

como necessários para viabilizar a construção das usinas, sem considerar os crescentes custos

socioambientais que lhe são atribuídos.

Cabe ainda registrar que, no caso das hidroelétricas amazônicas, há de considerar-se a imputação dos

custos de transmissão como aderentes àqueles do investimento a realizar e todos os sobre custos

derivados da logística de máquinas, equipamentos e materiais específicos à sua construção e das

necessárias acomodações para aqueles que irão construí-las. Some-se ao quadro de conflito, as

67


discrepâncias de valores para os investimentos que existem entre as agências reguladoras e os

empreendedores.

Para exemplificar esse paradoxo, podemos citar que a associação dos investidores em PCH’s

menciona com frequência que os custos de investimentos alcançam, nos dias de hoje, em alguns

casos, R$ 6.500,00 /kW enquanto a EPE considera R$ 3.400,00/kW. No caso das térmicas a carvão, a

associação especifica como custo de investimento mínimo R$ 3.400,00/kW, enquanto a EPE considera

R$ 2.740,00/kW. Outro exemplo seria o dos parques eólicos que os empreendedores consideram R$

2.135,00/kW e a EPE R$ 2.040,00/kW. Por fim, no caso da biomassa, os investidores sem considerar

demais custos, consideram que os investimentos alcançariam R$ 2.550, 00 /kW, enquanto a EPE

considera R$ 1.530,00 /kW.

A demanda de energia elétrica no Brasil adotada para todos os cenários é de 5% ao ano. Foi

considerado um aumento do consumo residencial de 4,5%, ao ano; o industrial 5,1%, ao ano; e do

comercial 6,2%, ao ano. Dessa forma, a demanda no SIN aumentará 63%, de 416 TWh, em 2010, para

679 TWh, em 2020.

7.1 CENÁRIO PROVÁVEL

Ao considerar os aspectos apresentados na Parte II deste relatório, no Cenário Provável, a expansão

das linhas de transmissão no país permanecerá sujeita a grandes impedimentos no licenciamento

ambiental, dificultando a viabilização de grandes usinas hidroelétricas situadas a longas distâncias do

SIN. Dessa forma, o licenciamento ambiental de grandes linhas de transmissão permanece sendo um

gargalo no setor que impede a antecipação do cronograma de grandes usinas em construção no país.

A dificuldade na expansão das linhas de transmissão seria um fator adicional que impediria a

concretização de novos empreendimentos hidroelétricos na Amazônia e em outros países da América

do Sul. Novas usinas hidroelétricas de grande porte, além das planejadas, não se concretizarão na

próxima década devido à crescente resistência da sociedade a esses empreendimentos,

principalmente, das populações ribeirinhas do entorno da área a ser alagada pelos reservatórios das

usinas.

Como o aumento da geração hidroelétrica, o formato de usina a fio d’água será limitado, outras fontes

deverão expandir-se para suprir a demanda de energia esperada. A energia eólica e a térmica a gás

natural se apresentam, por sua vez, como fontes importantes nesse processo, devido o seu potencial

remanescente.

A grande quantidade de usinas térmicas a óleo combustível poderá garantir o atendimento da

demanda na primeira metade da década, não devendo se expandir após 2015, dado o aumento da

geração térmica a gás natural, biomassa e eólica, que possuem condições favoráveis de crescimento

devido aos menores custos com combustível em relação a térmicas a óleo. Adicionalmente, as

Térmicas a carvão também contribuirão para aumentar a oferta de energia, complementando as outras

68


fontes, devido ao grande potencial de reservas no país e pela evolução das tecnologias de remoção de

impurezas.

O aumento da geração térmica acentuará a necessidade de revisão dos procedimentos operativos do

ONS, que foram concebidos para um sistema hidroelétrico com usinas de grandes reservatórios

construídas entre as décadas de 1960 e 1980. Dessa forma, os novos procedimentos operativos

deverão considerar tanto a operação de térmicas a gás natural com ciclo combinado na base do

sistema elétrico, quanto na ponta em usinas térmicas a gás natural de ciclo aberto.

No Cenário Provável, a resolução da questão do fim das concessões do setor elétrico ocorrerá por

meio de prorrogação das atuais concessões, tendo como contrapartida a redução do preço da energia

existente vendida aos consumidores. Entretanto, o impacto dessas medidas somente será percebido

pelo consumidor final caso ocorra uma redução nos elevados tributos e encargos que incidem na tarifa.

Para que as emissões de gases causadores do efeito estufa não aumentem de forma brusca, será

necessária a expansão da geração de fontes renováveis, como usinas hidroelétricas, eólicas e

térmicas a biomassa, mas utilizando-se a geração térmica a gás natural como complementar na base e

na ponta do sistema elétrico.

7.1.1 EVOLUÇÃO DA CAPACIDADE INSTALADA

A cada ano, serão necessários aproximadamente 6,5 MW para atender a demanda de energia neste

Cenário Provável. Dessa forma, a capacidade instalada no país terá de aumentar de 106,6 GW para

171,6 GW, uma expansão de 61%. As UHEs manterão participação significativa com 58% na

capacidade instalada, seguidas por usinas térmicas a gás natural com participação de 14%. A

capacidade instalada eólica representará 7% do total instalado no parque gerador em 2020. A

capacidade instalada de térmicas a óleo combustível em 2020 será de 4%, sendo que, a partir de

2014, não será considerada nova adição de capacidade instalada deste tipo de usina térmica, mais

poluente e cara que as usinas a gás natural.

A capacidade instalada hidroelétrica apresentará expansão de 33%, sendo adicionados 26,1 GW a fio

d’água, diante das maiores restrições ambientais, com destaque para as UHEs Santo Antônio (início

de operação em 2012) Jirau (2013) e Belo Monte (2015).

No caso das térmicas convencionais elas apresentarão uma expansão de 137%, sendo adicionados

25,7 GW, principalmente de usinas a gás natural, carvão e óleo combustível com respectivamente 13,6

GW, 6,9 GW e 2,9 GW. O cenário não considera a contratação de nova capacidade instalada em

usinas térmicas a óleo combustível a partir de 2014, concentrado investimentos em térmicas a

biomassa, gás natural e carvão. Como consequência, as térmicas convencionais aumentarão sua

participação no total do parque gerador de 18% para 26%. Com relação à energia nuclear, estar-se-ia

considerando a conclusão de usina termonuclear de Angra III em 2015, adicionando 1,4 GW ao parque

nuclear correspondendo a uma expansão de 40%. Dessa forma, a energia nuclear, manterá a

participação de 2% da capacidade instalada no Brasil.

69


A energia eólica apresentará expansão de 1.270%, adicionando 11,7 GW ao parque gerador,

aumentando sua participação de 1%, em 2010, para 7% da capacidade instalada do país, em 2020.

Considerando os custos unitários de investimento apresentados na Tabela 8, o custo total de

investimento em adição de capacidade instalada no Cenário Provável, entre 2010 e 2020, seria de R$

148,5 bilhões.

7.1.2 GERAÇÃO DE ENERGIA

Neste cenário, a geração aumentará 63%, de 489 TWh, em 2010, para 799 TWh, em 2020, para

atender a demanda. A fonte hidroelétrica manterá participação significativa de 64,7% da geração no

SIN em 2020, mas houve uma queda significativa em relação à participação, em 2010, de 82,8%.

Por outro lado, a participação das UTEs convencionais será ampliada de 13,9% em 2010 para 28,8%

em 2020, caracterizando o maior despacho das térmicas no SIN. As usinas termonucleares manterão

participação de aproximadamente 3% na geração total e as eólicas aumentarão a participação na

geração de 0,4% para 3,5%.

O Gráfico 13 apresenta a participação das fontes na geração de energia elétrica no Cenário Provável.

Gráfico 13 – Geração de Energia Elétrica no Cenário Provável em 2020

64,7%

28,8%

3,0% 3,5%

799 TWh


Fonte: CBIE (2011)

Para atender a demanda de energia do Cenário Provável, será necessário aumentar o despacho das

térmicas a gás natural a partir de 2011, chegando próximo ao limite máximo de operação a partir de

2014. Devido à folga na disponibilidade operacional das térmicas a gás natural, o nível de operação de

térmicas a óleo combustível no Cenário Provável permanece baixo, contribuindo para a redução da

emissão de gases, uma vez que a geração de térmicas a óleo combustível é mais cara e poluente.

Dessa forma, os investimentos em capacidade instalada adicional de térmicas a gás natural deveriam

ser direcionados para um conglomerado de usinas com ciclo combinado, que são mais apropriadas

70


para operação na base do sistema, enquanto as usinas com ciclo aberto são mais apropriadas para

atendimento da demanda de ponta.

7.2 CENÁRIO CONSERVADOR

Entre os aspectos apresentados na Parte II deste relatório, no Cenário Conservador o licenciamento

ambiental das linhas de transmissão no país será facilitado com a adoção de novos procedimentos

pelo IBAMA, contribuindo para a viabilização de hidroelétricas a longas distâncias, que poderiam

inclusive antecipar a geração para melhorar a rentabilidade dos empreendimentos. Por exemplo,

atualmente, estuda-se um processo de licenciamento ambiental simplificado para linhas de

transmissão, assim como acontece em Pequenas Centrais Hidroelétricas.

A grande expansão das linhas de transmissão seria um aspecto que favoreceria a concretização de

novos empreendimentos hidroelétricos em outros países da América do Sul interconectados ao

sistema elétrico nacional, dentre os quais podem ser citadas novas usinas na Amazônia peruana, na

Bolívia ou na fronteira com a Argentina. Nesse sentido, o país aumentaria sua importação de energia,

das usinas hidroelétricas desses países, o que contribuiria para a diminuição da necessidade de

contratar mais térmicas.

Nesse cenário, o país busca manter a participação majoritária das usinas hidroelétricas na geração, o

que irá requerer maior construção de capacidade instalada adicional, pois as novas usinas a fio d’água

não firmarão tanta energia quanto às usinas com reservatórios. O maior investimento em usinas

hidroelétricas tem como objetivo evitar a expansão significativa de usinas térmicas no SIN.

A grande quantidade de usinas térmicas a óleo combustível contratada garante o atendimento da

demanda na primeira metade da década, mas não devem expandir-se após 2015. As Térmicas a

carvão deverão crescer em 2015, mas manterão a capacidade instalada estável nos anos seguintes. A

partir de então, a expansão se dará somente por fontes renováveis como térmicas a biomassa,

hidroelétricas fio d’água e eólicas. Dessa forma, apesar de o aumento na geração térmica ser mais

tímido, a necessidade de revisão dos procedimentos operativos do ONS será iminente, devido ao

aumento da geração de fontes com menor energia assegurada em relação à capacidade instalada no

SIN.

No Cenário Conservador, a resolução da questão do fim das concessões do setor elétrico ocorrerá por

meio de prorrogação das atuais concessões, tendo como contrapartida a redução do preço da energia

existente vendida aos consumidores. Entretanto, essa medida pouco contribuirá para a redução do

valor das tarifas de energia, devido à manutenção dos elevados tributos e encargos.

As emissões de gases causadores do efeito estufa pelo setor elétrico brasileiro permanecerão baixas,

devido ao aumento da geração baseado em fontes renováveis, mas o sistema elétrico ficará mais

vulnerável às condições climáticas, por exemplo, em casos extremos como de escassez hídrica nos

reservatórios. Como não serão construídas muitas térmicas complementares, o risco de

desabastecimento será maior.

71



A cada ano, serão necessários aproximadamente 6,8 GW para atender a demanda de energia neste

Cenário Conservador. Dessa forma, a capacidade instalada no país terá de aumentar de 106,6 GW

para 174,3 GW, uma expansão de 63%. As UHEs manterão participação significativa com 66% na

capacidade instalada, seguidas por usinas térmicas a gás natural com participação de 9%, óleo

combustível e carvão, ambas com participação de 4%. A energia eólica apresentará expansão de

1.100%, adicionando 10,2 GW ao parque gerador, aumentando sua participação de 1%, em 2010, para

6% da capacidade instalada do país, em 2020.

A capacidade instalada hidroelétrica apresentará expansão de 49%, sendo adicionados 41,7 GW, a fio

d’água, diante das maiores restrições ambientais, com destaque para as UHEs Santo Antônio (início

de operação em 2012), Jirau (2013) e Belo Monte (2015). Está sendo considerada, também, a

construção de outra grande usina hidroelétrica na Amazônia, no rio Tapajós, dando continuidade à

exploração do potencial da região e evitando a construção de novas usinas termoelétricas

convencionais no país.

No caso das térmicas convencionais, elas apresentarão uma expansão de 76%, sendo adicionados

14,2 GW, principalmente de usinas a carvão com 5,3 GW. Apesar dessa expansão, as térmicas

convencionais manterão sua participação no total do parque gerador praticamente estável, passando

de 18% para 19%. Com relação à energia nuclear, neste Cenário Conservador, a conclusão da usina

termonuclear de Angra III ocorrerá em 2019, adicionando 1,4 GW ao parque nuclear, o que

corresponde a uma expansão de 40%. Dessa forma, a energia nuclear manterá a participação de 2%

da capacidade instalada no Brasil em 2020.


investimento em adição de capacidade instalada no Cenário Conservador entre 2010 e 2020 seria de

R$ 172,4 bilhões, o maior entre os cenários considerados, dado o maior investimento em capacidade

hidroelétrica.


Neste cenário, a geração aumentará 63%, de 489 TWh, em 2010, para 799 TWh, em 2020, para

atender a demanda. A fonte hidroelétrica diminuirá um pouco sua participação na geração no SIN de

82,8%, em 2010, para 71,1%, em 2020, devido ao esforço de viabilizar mais usinas hidroelétricas de

grande porte na Amazônia, o que não evitará a diminuição da geração em usinas hidroelétricas tendo

em vista que as novas usinas são a fio d’água.

Por outro lado, a participação das UTEs convencionais aumentará de 13,9% em 2010, para 22,8%, em

2020, mas em menor intensidade em relação ao Cenário Provável. O aumento da capacidade

instalada hídrica em relação ao Cenário Provável não foi capaz de evitar o aumento da geração das

térmicas no SIN. As usinas termonucleares terão participação de aproximadamente 3% na geração

total em 2020 e as eólicas aumentarão a participação na geração de 0,4% para 3%.

72


O Gráfico 14 apresenta a participação das fontes na geração de energia elétrica no Cenário

Conservador.

Gráfico 14 – Geração de Energia Elétrica no Cenário Conservador em 2020

71,1%

22,8%

3,0% 3,1%

799 TWh


Fonte: CBIE (2011) Para atender a demanda de energia do Cenário Conservador, a necessidade de despacho das usinas

térmicas será maior do que a verificada no Cenário Provável, devido à decisão de evitar a construção

de novas térmicas, representando um menor despacho global das Usinas Térmicas, mas o despacho

por usina hidrotérmica será maior. A capacidade instalada térmica torna-se, portanto, ainda mais

fundamental para assegurar o suprimento. Acredita-se que o despacho das usinas térmicas a gás

natural aumentará e atingirá a capacidade máxima de produção em 2014. Caso não forem construídas

térmicas a gás natural suficientes, será necessário aumentar a geração com usinas termoelétricas a

óleo combustível e a carvão, que são mais caras e poluentes.

A grande dependência da geração hidroelétrica deixa o sistema à mercê de grandes apagões como os

que vêm ocorrendo nos últimos anos. Os casos mais notórios foram o apagão de novembro de 2009

que atingiu 18 estados com corte no suprimento de até quatro horas, e o de fevereiro de 2011 que

atingiu todo o Nordeste com corte no suprimento de até três horas. Além disso, haveria pouca folga

para geração térmica complementar no caso da necessidade de diminuir a operação das usinas

hidroelétricas.

7.3 CENÁRIO AGRESSIVO

No Cenário Agressivo, a expansão das linhas de transmissão no país permanecerá sujeita a grandes

impedimentos no licenciamento ambiental, dificultando a viabilização de grandes usinas hidroelétricas

situadas a longas distâncias do SIN. Dessa forma, o licenciamento ambiental de grandes linhas de

transmissão permanece sendo um importante gargalo no setor.

73


A dificuldade na expansão das linhas de transmissão seria um fator adicional que impediria a

concretização de empreendimentos hidroelétricos na Amazônia e em outros países da América do Sul.

Novas usinas hidroelétricas de grande porte, além das planejadas, não se concretizarão na próxima

década devido ao aumento da resistência da sociedade a esses empreendimentos, principalmente,

das populações ribeirinhas do entorno da área a ser alagada pelos reservatórios das usinas.

A questão dos impactos ambientais provocados pelas grandes usinas hidroelétricas na Amazônia se

acentuaria, direcionando o planejamento da expansão para o aumento da capacidade instalada em

usinas térmicas que passam por processos de licenciamento ambiental de menor complexidade que as

grandes centrais hidroelétricas. Como o aumento da geração hidroelétrica a fio d’água será limitado, a

geração térmica por meio de usinas a gás natural, biomassa, nuclear e óleo combustível apresentará

forte expansão, assim como a energia eólica.

O aumento da geração térmica nesse panorama, assim como no Cenário Provável, acentuará a

necessidade de revisão dos procedimentos operativos do ONS, que foram concebidos para um

sistema hidroelétrico com usinas de grandes reservatórios. Dessa forma, os novos procedimentos

operativos deverão considerar, principalmente, a operação de térmicas a gás natural com ciclo

combinado na base do sistema elétrico, não somente na ponta, como ocorre, atualmente, em usinas

térmicas a gás natural de ciclo aberto. Além disso, as regras para operação das usinas térmicas a óleo

combustível e a carvão deveriam ser mais bem contempladas, pois possuem custo variável unitário

maior, de forma que um eventual aumento no acionamento destas usinas não penalize demais a tarifa

de energia elétrica.

No Cenário Agressivo, a resolução da questão do fim das concessões do setor elétrico ocorrerá por

meio de uma nova licitação das atuais concessões. Isso poderá desestimular a construção de grandes

usinas hidroelétricas com maiores custos de investimento e favorecer a expansão das usinas térmicas

com menor custo de construção, como usinas a gás natural e carvão. O início da produção de gás

natural na Camada Pré-Sal deve assegurar o fornecimento desse combustível, bem como as reservas

de carvão nacional e o importado da Colômbia.

As emissões de gases causadores do efeito estufa pelo setor elétrico brasileiro poderão aumentar

significativamente, devido ao aumento da geração baseado em usinas térmicas, o que poderá dificultar

o cumprimento pelo país de possíveis metas de emissão acordadas em fóruns internacionais sobre a

mudança do clima.


A cada ano, serão necessários aproximadamente 6,9 GW para atender a demanda de energia neste

Cenário Agressivo. Dessa forma, a capacidade instalada no país terá de aumentar de 106,6 GW para

175,2 GW, uma expansão de 64%. As UHEs diminuirão significativamente sua participação de 71%,

em 2010, para 50%, em 2020.

74


Por outro lado, ocorrerá uma forte expansão da capacidade instalada em usinas térmicas de 18% em

2010 para 32% em 2020, a maior entre os cenários apresentados. Nesse cenário, as hidroelétricas

apresentarão uma expansão menor, de 17%, sendo adicionados 17,6 GW, notadamente a fio d’água,

diante das maiores restrições ambientais, com destaque para as UHEs Santo Antônio (início de

operação em 2012), Jirau (2013) e Belo Monte (2015).

Nesse cenário, não ocorrerão novos grandes empreendimentos na Amazônia além dos iniciados,

tendo em vista uma maior dificuldade de viabilização econômica e ambiental dos projetos. Para suprir

essa lacuna no suprimento, deverão ser adicionadas mais usinas térmicas e o ritmo de expansão das

eólicas será maior.

As térmicas convencionais apresentarão uma expansão de 196%, adicionando 36,8 GW,

principalmente de usinas a gás natural com 16,6 GW e a óleo combustível com 11,3 GW. Com relação

à energia nuclear, no Cenário Agressivo, além da conclusão da usina termonuclear de Angra III, em

2015, adicionando 1,4 GW, poderá ocorrer a instalação de outra central nuclear no Nordeste, em 2020,

que adicionará 1,2 GW, aumentando a capacidade instalada em 140% no período. A usina daria

prosseguimento ao programa nuclear brasileiro mesmo após o acidente na central de Fukushima, no

Japão. Dessa forma, a energia nuclear aumentaria sua participação de 2% para 3% da capacidade

instalada no Brasil.

A energia eólica apresentará forte expansão de 1.633%, adicionando 15,1 GW ao parque gerador,

aumentando sua participação de 1%, em 2010, para 9% da capacidade instalada do país, em 2020.


investimento em adição de capacidade instalada no Cenário Agressivo, entre 2010 e 2020, seria de R$

135,9 bilhões, o menor entre os cenários considerados devido à menor construção de usinas

hidroelétricas que possuem custo de investimento maior do que as usinas térmicas.


Neste cenário, a geração aumentará 63%, de 489 TWh, em 2010, para 799TWh, em 2020, para

atender a demanda. A fonte hidroelétrica diminuirá significativamente sua participação na geração no

SIN de 82,8%, em 2010 para 57,7%, em 2020. Por outro lado, a participação das UTEs convencionais

quase triplica, de 13,9% em 2010 para 33,6%, em 2020, acentuando a entrada das térmicas no SIN.

As usinas termonucleares teriam participação de aproximadamente 4,2% na geração total, em 2020, e

as eólicas aumentarão a participação na geração de 0,4% para 4,4%. O Gráfico 15 apresenta a

participação das fontes na geração de energia elétrica no Cenário Agressivo.

75


Gráfico 15 – Geração de Energia Elétrica no Cenário Agressivo em 2020

57,7%

33,6%

4,2% 4,4%

799 TWh


Fonte: CBIE (2011)

Para atender a demanda de energia do Cenário Agressivo em que a expansão hidroelétrica é modesta,

o despacho das usinas térmicas será maior do que o verificado nos demais cenários. Para isso, será

necessário elevar o nível médio de operação das usinas térmicas a gás natural a partir de 2011,

operando próximo da capacidade máxima dessas usinas. A forte expansão na capacidade instalada de

térmicas a gás natural aumenta a disponibilidade de geração, evitando um aumento do acionamento

de mais térmicas a óleo combustível. Entretanto, diferentemente do Cenário Provável, no Cenário

Agressivo, são construídas novas térmicas a óleo combustível que necessitam manter níveis mínimos

de operação, o que contribui para a expansão da geração a óleo diesel.

A entrada em operação de uma central nuclear no Nordeste, em 2020, irá aumenta a oferta de energia

na base do sistema, diminuindo a necessidade de acionamento de outras térmicas convencionais.

76


7.4 RESUMO DOS CENÁRIOS

A Tabela 9 apresenta a capacidade instalada total do parque de geração em cada cenário

apresentado.

Tabela 9 – Capacidade Instalada Total Atual Provável Conservador Agressivo

Fonte 2010 2020 2020 2020Hidro 75.468 100.033 115.435 88.120Urânio 2.007 3.412 3.412 4.812Gás Natural 10.366 23.947 15.223 26.999Carvão 1.594 8.515 6.895 7.455Óleo Combustível 4.053 6.948 6.629 15.398PCH 3.657 5.236 5.472 4.864Biomassa 2.706 5.045 4.247 5.644Eólica 927 12.697 11.125 16.065Importação Itaipu 5.850 5.850 5.850 5.850Total 106.628 171.683 174.287 175.207

Fonte: CBIE (2011); MME (2011)

A Tabela 10 apresenta a expansão de cada fonte na capacidade instalada em cada cenário

apresentado.

Tabela 10– Expansão da Capacidade Instalada Provável Conservador Agressivo

Fonte 2020 2020 2020Hidro 33% 53% 17%Urânio 70% 70% 140%Gás Natural 131% 47% 160%Carvão 434% 333% 368%Óleo Combustível 71% 64% 280%PCH 43% 50% 33%Biomassa 86% 57% 109%Eólica 1270% 1100% 1633%Total 61% 63% 64%

Fonte: CBIE (2011)

A Tabela 11 apresenta a geração de energia elétrica de cada fonte para cada cenário apresentado.

Tabela 11– Geração de Energia Elétrica Atual Provável Conservador Agressivo

Fonte 2010 2020 2020 2020Hidro 350 456 506 401Urânio 14 24 24 34Gás Natural 36 132 93 163Carvão 11 55 49 48Óleo Combustível 9 16 18 29PCH 16 23 24 21Biomassa 12 27 22 28Eólica 2 28 24 35Importação Itaipu 38 38 38 38Total Oferta 489 799 799 799 Fonte: CBIE (2011); MME (2011)

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A Tabela 12 apresenta a expansão da geração de cada fonte em cada cenário apresentado.

Tabela 12 – Expansão da Geração de cada Fonte

Provável Conservador Agressivo

Fonte 2020 2020 2020

Hidro 30% 44% 15%Urânio 70% 70% 140%Gás Natural 264% 157% 349%Carvão 394% 338% 333%Óleo Combustível 78% 103% 227%PCH 43% 50% 33%Biomassa 124% 88% 138%Eólica 1292% 1100% 1633%

Fonte: CBIE (2011)

A Tabela 13 e a Tabela 14 apresentam informações sobre a geração da oferta hídrica, térmica

convencional, nuclear e eólica em cada cenário apresentado e que são úteis para identificar tendências

comuns a todos cenários.

Tabela 13– Resumo Geração no Sistema Hidrotérmico

Atual Provável Conservador AgressivoFonte 2010 2020 2020 2020

Oferta Total (TWh) 490 799 799 799 Hidro 82,8% 64,7% 71,1% 57,7%Termicas 13,9% 28,8% 22,9% 33,6%Nuclear 2,9% 3,0% 3,0% 4,2%Eólicas 0,4% 3,5% 3,0% 4,4%


Tabela 14 – Resumo Expansão da Geração no Sistema Hidrotérmico

Atual

Fonte 2010 2020Expansão

20/102020

Expansão 20/10

2020Expansão

20/10Hidro 405 517 28% 568 40% 461 14%Nuclear 14 24 70% 24 70% 34 140%Térmica Convencional 68 230 237% 183 168% 269 294%Eólica 2 28 1292% 24 1100% 35 1633%Total 489 799 63% 799 63% 799 63%

Provável Conservador Agressivo


78


7.5 INVESTIMENTOS NECESSÁRIOS

Em resumo, a Tabela 15 apresenta a capacidade instalada adicional em cada cenário analisado.

Tabela 15 – Capacidade Instalada Adicional

Hidro 24.565 39.967 12.652Urânio 1.405 1.405 2.805Gás Natural 13.581 4.857 16.633Carvão 6.921 5.301 5.861Óleo Combustível 2.895 2.576 11.345PCH 1.579 1.815 1.207Biomassa 2.339 1.541 2.938Eólica 11.770 10.198 15.138Total 65.055 67.659 68.579

Provável Conservador AgressivoFonte

Fonte: CBIE (2011)

A Tabela 16 apresenta o volume dos investimentos necessários para a expansão da capacidade

instalada em cada cenário, considerando os dados de custos de investimento em diferentes centrais

apresentados na Tabela 8.

Tabela 16– Investimentos para Expansão da Capacidade Instalada

R$ (Bilhões) Participação R$ (Bilhões) Participação R$ (Bilhões) ParticipaçãoHidroelétricas 74,3 50% 118,3 69% 39,6 29%Térmicas Convencionais 41,2 28% 24,3 14% 47,4 35%Eólicas 24,0 16% 20,8 12% 30,9 23%Térmicas Nucleares 9,0 6% 9,0 5% 18,0 13%Total 148,5 100% 172,4 100% 135,9 100%

Provável Conservador AgressivoFonte

Fonte: CBIE (2011)

No Cenário Provável, 50% dos investimentos são para a construção de UHEs que demandarão R$

74,3 bilhões. As usinas térmicas convencionais demandarão R$ 41,2 bilhões, correspondentes a 28%

da necessidade total de investimento. Serão necessários investimentos de R$ 24 bilhões e R$ 9

bilhões para expandir a capacidade instalada nas usinas eólicas e termonucleares, respectivamente.

No Cenário Conservador, 69% dos investimentos são para a construção de UHEs que demandarão R$

118,3 bilhões. As usinas eólicas demandarão R$ 20,8 bilhões, correspondentes a 12% da necessidade

total de investimento. Para expandir a capacidade instalada em usinas térmicas convencionais e

termonucleares, serão necessários investimentos de R$ 24,3 bilhões e R$ 9 bilhões, respectivamente.

No Cenário Agressivo, os investimentos em hidroelétricas e térmicas convencionais são bastante

próximos, atingindo no caso das hidroelétricas, R$ 39,6 bilhões, ou seja, 29% da necessidade total de

investimento, enquanto que, no caso das térmicas convencionais, R$ 47,4 bilhões, ou 35% da

necessidade total de investimento. Para expandir a capacidade instalada em usinas eólicas e

termonucleares, serão necessários investimentos de R$ 30,9 bilhões e R$ 18 bilhões,

respectivamente.

79


7.6 RECEITA DA GERAÇÃO

A Receita da Geração é a arrecadação com a venda da energia gerada por todas as fontes entre os

anos de 2010 e 2020. O cálculo da receita da geração considera a geração de energia das usinas

hidroelétricas, térmicas, eólicas, termonucleares, bem como o preço médio de venda nos leilões de

energia nova. Os preços considerados foram baseados nos leilões de energia nova realizados pelo

governo federal após 2003 e que são apresentados na Tabela 17.

Tabela 17– Preço Médio de Venda da Energia nos Leilões de Energia Nova Usina R$/kW

Hidroelétrica 88Térmicas Nucleares 160Térmicas Gás Natural 133Térmicas Carvão 129Térmicas Óleo Combustível 138PCH 143Térmicas Biomassa 93Eólica 139

Nota: Preços médios de venda baseado em fatores de despacho, nos custos de construção, de combustível e de operação e manutenção ao longo da vida útil das centrais. Preços sem tributos e encargos. Fonte: EPE (2011) e CBIE (2011)

Ao observar a geração de energia elétrica total no país em cada cenário, excluindo-se a importação de

Itaipu, a receita da geração será de:

Cenário Provável - R$ 684,0 bilhões;

Cenário Conservador - R$ 675,8 bilhões;

Cenário Agressivo - R$ 693,0 bilhões.

Ressalta-se que nesses valores consideramos apenas o total referente à parcela da geração, ou seja,

não incluem as parcelas da transmissão, distribuição, impostos e encargos, não possuindo relação

alguma com o custo de investimento apresentado para cada cenário.

7.7 RESULTADOS DOS CENÁRIOS

O Relatório apresenta o crescimento de cada fonte na matriz energética brasileira, com variações entre

a disposição de cenários, considerado as premissas assumidas para cada um deles.

Conforme exposto anteriormente, a energia Hidroelétrica continuará com presença marcante na matriz

energética brasileira, sendo a fonte dominante na geração de energia. A maior participação da

Hidroeletricidade na matriz limpa deve-se, principalmente, ao elevado potencial hídrico e pelos

menores custos médios nos leilões de energia nova.

Apesar disso, deve-se ressaltar que as UHEs estão mudando a capacidade de armazenamento da

água, sendo que a grande maioria das usinas viabilizadas recentemente opera a fio d´água, não

permitindo, portanto, armazenar água, fato que diminui a segurança no suprimento e perda de

80


regularização. Há de ponderar-se ainda que a maior parte do potencial remanescente localiza-se na

região norte do país, distante dos centros de consumo, impondo maiores custos de transmissão da

energia e de mitigação de impactos ambientais.

Dessa forma, para aumentar a segurança no suprimento de energia elétrica, as térmicas, as eólicas e

a biomassa aumentarão sua participação nos três cenários, modificando a matriz energética brasileira.

Sendo a escolha das fontes dependente, principalmente, de condições econômicas, incentivos e

investimento.

O gás natural aumentará sua participação na geração devido às grandes descobertas de reservas,

tanto na Camada Pré Sal como em outros campos de gás natural (Bacia terrestre do Parnaíba e Bacia

de São Francisco) e pelo início da produção comercial de gás natural não associado no Campo de

Mexilhão no Pós-Sal, da Bacia de Santos. Além disso, o Brasil diversificou as importações do

combustível, que antes eram feitas somente da Bolívia, contando ainda com a utilização de três

terminais de regaseificação: Pecém (CE), Baía de Guanabara (RJ) e um na Bahia, o que aumenta a

oferta do hidrocarboneto e propicia um ambiente seguro para o suprimento das UTEs.

O carvão mineral tem espaço para crescer devido às grandes quantidades de reservas, principalmente

no sul do país, e pela evolução das tecnologias de remoção de impurezas. As novas tecnologias

limpas de carvão e de combustão eficiente proporcionam elevados índices de aproveitamento do

recurso para a geração de energia elétrica. Além de contar com elevada quantidade de reservas no

Brasil, existe ainda a possibilidade de importar carvão de outros países, como da Colômbia,

assegurando o fornecimento desse combustível.

O óleo combustível apresenta expansão moderada, principalmente por ser caro e poluente, com

exceção do cenário agressivo no qual o combustível tem uma participação maior. Nesse cenário,

consideramos que as térmicas precisarão despachar grande quantidade de energia.

A Biomassa tem características que permitem sua expansão, como a complementaridade com a

hidroeletricidade, gerando energia nos meses mais secos do ano no Sudeste, e a proximidade com os

centros de consumo e importantes benefícios ambientais, sociais e econômicos.

O elevado potencial de geração eólica no país, principalmente na região Nordeste, e o menor impacto

ambiental favorecerá a expansão da fonte na geração de energia. Além disso, a fonte tem reduzido

seu preço médio nos leilões de energia nova, devido principalmente à chegada de grandes fabricantes

de equipamentos eólicos. Um importante aspecto a ser considerado é a complementaridade com as

hidroelétricas, sendo os ventos mais fortes e constantes quando os reservatórios estão com níveis

mais baixos, principalmente no nordeste do país. Ademais, a tecnologia de geração eólica sofreu

grande evolução, podendo os sistemas eólicos fabricados captar o vento a até 100 metros de solo. No

entanto, é necessária cautela na contratação da energia eólica, tendo em vista os riscos de geração,

como a baixa energia assegurada, e devido à ausência de um histórico na geração de energia por

essa fonte.

81


A energia nuclear terá crescimento moderado nos cenários, devido ao acidente ocorrido na Usina

Nuclear de Fukushima, no Japão, aumentando a preocupação do uso da fonte para a geração de

energia e levando a reavaliação do programa nuclear brasileiro. Apesar disso, o Brasil possui um dos

maiores potenciais de reservas de urânio do mundo, o que garante o suprimento das Usinas Nucleares

no país. Ademais, o país ainda detém o domínio tecnológico do processo, garantindo a

autossuficiência no setor, o que permite maior oferta de energia por essa fonte.

Entre os cenários, considerados é possível identificar características comuns, como a necessidade

crescente do despacho das usinas térmicas convencionais, notadamente a gás natural, para atender a

demanda de energia elétrica no país. A intensidade da necessidade de despacho varia bastante entre

os cenários, sendo que a expansão da capacidade instalada térmica a gás natural no Cenário Provável

impede o maior acionamento de outras térmicas. No Cenário Agressivo, esse fato também ocorre, mas

é considerada uma forte expansão na capacidade instalada de térmicas a óleo combustível e a carvão,

que operam a níveis mínimos de inflexibilidade, o que acarreta um aumento na geração dessas usinas.

Além disso, em todos os cenários a taxa de expansão anual da geração térmica convencional supera o

crescimento da geração hidroelétrica, acentuando a mudança no sistema elétrico brasileiro com a

maior presença de térmicas para atender a demanda nos próximos anos. Diante da crescente

resistência da sociedade, em relação às grandes UHEs na Amazônia, caberá às térmicas firmar

energia no SIN. Sem a existência de novas UTEs convencionais, a segurança no suprimento de

energia estará comprometida. Sendo que o risco maior de um apagão encontra-se no Cenário

Conservador em que a construção de térmicas é evitada e há uma maior exigência de geração

hidroelétrica.

Em todos os cenários, a entrada de usinas térmicas a gás natural se mostrou fundamental para

aumentar a confiabilidade do suprimento de energia. Seja na base do sistema com usinas de ciclo

combinado ou na ponta com usinas de ciclo aberto, diante do forte crescimento da demanda previsto

para os próximos anos e ao fato de que não é possível assegurar o suprimento somente com a

geração por meio de fontes renováveis.

Outro aspecto que se destaca é a expansão da geração eólica no SIN. Em todos os cenários

considerados, esse recurso será a fonte de energia com maior crescimento, expandindo pelo menos

1.100% no Cenário Conservador. Entretanto, as usinas eólicas operam pouco devido à intermitência

dos ventos, sendo utilizada como energia de reserva.

Os cenários indicam que, para atender a demanda de energia do país nos próximos anos, será

imprescindível a expansão do aproveitamento do potencial hidroelétrico do país. As condições

apresentadas no Cenário Provável para expansão da capacidade instalada são as mais desejáveis

para o equilíbrio da geração hidroelétrica, térmica convencional, térmica nuclear e eólica no sistema

elétrico. Afinal, se de um lado, não seria necessário destinar tantos investimentos para a construção de

usinas hidroelétricas; de outro, seria elevado o custo da energia para a sociedade, uma vez que a

geração termoelétrica possui custos maiores.

82


8. CONCLUSÕES

A eficiência no setor elétrico brasileiro com características hidrotérmicas somente será alcançada por

meio de instituições sólidas, que atuam em ambiente regulatório estável e que não sofram demasiada

ingerência política. Os novos procedimentos de operação e comercialização de energia elétrica no

sistema interligado devem ser elaborados, buscando um consenso que atenda aos interesses do

consumidor final, de modicidade tarifária com serviço de qualidade, dos agentes setoriais públicos e

privados, de remuneração justa, e do governo federal, de garantir o suprimento energético. A

interconexão elétrica com países vizinhos deve ocorrer de forma transparente sem grandes

interferências políticas e ter seus contratos respeitados, não penalizando o consumidor brasileiro.

Entretanto, implantou-se, no país, um clima desfavorável ao licenciamento de UHEs mantido por meio

de um eficiente trabalho de comunicação realizado por Organizações Não Governamentais (ONGs)

ambientalistas, indigenistas, celebridades internacionais e por determinados movimentos sociais, tais

como o Movimento dos Atingidos por Barragens (MAB). Os protestos têm sido extremamente eficientes

para mobilizar a imprensa e a opinião pública em torno de uma causa ambiental específica, contra a

construção de UHEs dotadas de reservatório d’água. Adicionalmente, o aumento dos custos com

medidas de mitigação de impactos socioambientais causados por grandes empreendimentos

hidroelétricos no Brasil, dificilmente permitirá o aproveitamento da maior parte do potencial

remanescente. Como grande parte do potencial remanescente de aproveitamentos hidroelétricos se

encontra nas regiões Norte e Centro-Oeste, distantes dos grandes centros de consumo, esse

investimento exigirá quantias vultosas em sistemas de transmissão, bem como em áreas de

preservação ambiental, requerendo elevados custos em obras de compensação ou mitigação

ambiental.

O aumento da produção nacional de gás natural propicia um ambiente seguro para o suprimento de

futuras UTEs, principalmente a gás natural, permitindo a maior inserção destas usinas no SIN, através

da oferta a preços competitivos desse importante insumo energético. A bioeletricidade, por sua vez,

vinculada à produção de etanol e açúcar tem condições excepcionais para representar papel

estratégico na expansão do sistema elétrico nacional. Isso por ser complementar à hidroeletricidade e

por permitir a distribuição próxima aos centros de consumo, além de importantes benefícios

ambientais, sociais e econômicos.

Apesar de toda a propaganda governamental sobre os novos investimentos em geração eólica no país,

a expansão já começa a apresentar problemas e a conexão de empreendimentos ao sistema preocupa

o governo. Cerca de um terço dos empreendimentos eólicos com outorga de concessão autorizada

está com o cronograma oficialmente atrasado, segundo relatório de fiscalização da Aneel. São ao todo

1.676 MW atrasados, sendo 680 MW de parques que tiveram a energia vendida no primeiro leilão de

eólicas realizado em 2009 e que começam a ser pagos pelo consumidor no próximo ano.

Com a maior interligação entre as regiões, proporcionada pela expansão das linhas de transmissão, as

restrições para envio de energia no SIN tendem a diminuir, aumentando a segurança energética e

uniformizando o custo da energia no grid. Essa alteração nas características do sistema tende a

83


diminuir a diferença entre os preços da energia no país, beneficiando os agentes do setor localizados

em diferentes sub-mercados regionais, que realizam contratos de compra e venda de energia. Como

se trata de obras de elevada complexidade, com longas linhas de transmissão que vão cruzar áreas de

densa vegetação e rios caudalosos, pode ocorrer um atraso considerável na entrada em operação

comercial de tais interligações energéticas.

Por outro lado a integração energética com países da América do Sul exige parcimônia. Embora, no

sentido técnico, a interconexão elétrica da região faça sentido, em que pese à existência de barreiras

físicas, como os Andes e a Floresta Amazônica, do ponto de vista geopolítico pode acarretar riscos ao

setor elétrico brasileiro, caso os contratos não sejam respeitados. Portanto, há de estabelecer-se um

Tratado entre países de modo a tornar os acordos comerciais e regulatórios envolvidos mais sólidos.

A elevada carga tributária sobre a energia elétrica no Brasil é o principal motivo para os elevados

preços da energia ao consumidor final. Em 2008, estudo divulgado pelo Instituto Acende Brasil em

parceria com a consultoria Price Water House Coopers indicou que, naquele ano, a carga consolidada

de tributos e encargos do setor atingiu 45,08%. A desoneração tributária no setor elétrico construiria

um sistema mais racional e socialmente justo de distribuição pela essencialidade da energia elétrica,

pelos profundos impactos sobre a produção e pelos profundos impactos sobre a renda da população.

O arranjo de autoprodução de energia elétrica permite ao Consumidor Industrial auferir benefícios

regulatórios (encargos) que podem chegar a cerca de R$ 60/MWh.

O governo possui um instrumento de modicidade tarifária ímpar, que pode permitir a redução de

despesas com encargos setoriais por meio da cobrança, por exemplo, de maior valor de Uso de Bem

Público (UBP), e seu consequente abatimento nos encargos setoriais custeados pelos consumidores

cativos e livres. O UBP é uma saída para a modicidade tarifária, justamente por permitir que a receita

seja destinada à redução tributária. Outra possibilidade seria onerar os concessionários que tiverem

concessões prorrogadas, o que vai exigir alteração em leis, por meio da criação de um “encargo bom”,

a ser deduzido dos preços dos leilões de energia de que participe o empreendimento de geração.

Qualquer que seja a solução adotada é importante que não ocorra a modificação do referencial de

preços do mercado de energia elétrica por conta de uma decisão tomada pelo Governo ou pelo

Congresso Nacional.

Portanto, o fim das concessões pode ser uma grande oportunidade de diminuir o custo da energia para

o usuário final, contribuindo para reduzir a conta de luz das famílias brasileiras e baratear os custos

para a indústria. As recentes mudanças na matriz de geração de energia elétrica brasileira têm

consequências ambientais que precisam ser examinadas e cotejadas com aquelas causadas pelo

quadro pré-2005, no qual preponderavam as fontes hidroelétricas. As ameaças identificadas ao meio

ambiente são de naturezas diversificadas, mas vêm tomando dimensões cada vez maiores como a

preocupação com a emissão dos gases de efeito estufa (GEE).

A diversificação da matriz elétrica brasileira deve ser empreendida com muita cautela, evitando-se

adotar modelos de países desenvolvidos que apresentam matrizes energéticas com características

84


bastante distintas da nossa. Ao contrário do que ocorre nesses países, a capacidade de geração

brasileira precisa crescer a passos monumentais. Enquanto o nosso consumo de energia elétrica deve

aumentar mais do que 5% ao ano, a taxa européia é da ordem de 2%.

Esse baixo ritmo de crescimento possibilita os europeus construírem usinas solares e eólicas para

substituir usinas termoelétricas e nucleares cuja operação aproxima-se do final da vida útil. Em muitos

casos, a retirada dessas usinas tem sido acordada pelos países da Comunidade Econômica Européia,

pois devido à geografia do continente, a poluição das termoelétricas ou o risco de acidentes nucleares

são problemas que envolvem todos os países e não apenas os países onde se situam essas usinas.

Além disso, os programas de energia renovável nos países desenvolvidos têm por detrás grandes

volumes de subsídios ou a obrigatoriedade de compra de energia destas fontes por parte dos

distribuidores. Em ambos os casos, isso tem levado a aumentos significativos nas tarifas pagas pelos

consumidores ou nos impostos pagos pela sociedade.

Apesar de investir bastante em programas de energias alternativas, os países europeus, se

comparados ao Brasil, ainda estão engatinhando no uso de fontes renováveis. Na Alemanha, país

sempre citado como exemplo do uso de fontes renováveis, apenas 10% da energia elétrica é

produzida por essas fontes, aí incluída as hidroelétricas. Enquanto isso, no Brasil, as usinas

hidroelétricas e o bagaço de cana, este último ainda subutilizado, produziram mais de 90% da

eletricidade gerada no país sem usufruírem de qualquer subsídio.

A diversificação do parque gerador brasileiro passa por uma participação maior de usinas

termoelétricas, não a óleo combustível e diesel, mas a bagaço de cana, carvão mineral e nuclear. A

geração a bagaço de cana começa a tornar-se realidade no país, a partir do momento em que o

governo passou a compreender as especificidades do setor sucroalcooleiro. Estima-se que, com o

aproveitamento eficiente do bagaço na geração de energia elétrica, o setor sucroalcooleiro apresenta

um potencial de 9 mil MW.

No entanto, é no uso da geração a carvão e nuclear que o país precisa recuperar o tempo perdido.

Essas usinas têm como grande vantagem operarem na base da curva de carga do sistema elétrico,

assim como as hidroelétricas. A tecnologia das usinas a carvão sofreu grandes avanços desde os anos

70, quando o seu uso na geração de energia cresceu significativamente em substituição aos derivados

do petróleo. A associação da geração a carvão à emissão de fuligem, à chuva ácida e aos danos à

saúde é hoje mais mito do que realidade. As usinas atuais, com caldeiras convencionais ou sistemas

de leito fluidizado, empregam tecnologias que filtram os gases de exaustão, eliminam

substancialmente o enxofre dos efluentes e minimizam a formação e a emissão de óxidos de

nitrogênio. Com isso, o seu nível de emissão é comparável ao das termoelétricas a gás natural.

85


9. AÇÕES RECOMENDADAS

9.1 PLANEJAMENTO

A seguir são listadas algumas ações que precisam ser executadas no âmbito do planejamento

energético do país:

A geração hidroelétrica continuará sendo a melhor opção para a expansão do parque gerador

do país, devido aos custos e impactos ambientais reduzidos, muito embora o potencial

remanescente de aproveitamentos hidroelétricos se encontre nas regiões Norte e Centro-

Oeste e as restrições ambientais imponham a construção de menores reservatórios;

O planejamento para construção de novas UTEs convencionais para a expansão da oferta de

energia elétrica. Deve ser executado para firmar a energia das hidroelétricas e aproveitar

reservas energéticas do país, como é o caso do carvão;

Devido à grande disponibilidade futura de gás natural no país, é preciso considerar a

viabilidade de introduzir UTEs ciclo combinado a gás natural na base do sistema elétrico;

Para o planejamento da expansão, deve ser considerada, a geração e a transmissão de forma

conjunta, devendo ser alocado aos projetos individuais o custo marginal de transmissão de

cada um;

Deve ser levada em consideração, a busca por um equilíbrio entre as diversas fontes na

geração de energia, a fim de aproveitar as particularidades que cada uma fornece, como a

complementariedade com a hidroeletricidade, no caso da biomassa e da energia eólica;

Sinalizar nos leilões atuais de energia, as vantagens econômicas da confiabilidade em firmar

energia das Hidroelétricas com reservatórios de acumulação e das térmicas na base quando

competem com fontes eólicas, biomassa, hidroelétricas a fio d’água e térmicas flexíveis;

Deve ser feito um levantamento das plantas que entrarão em operação, a fim de não

considerar o atendimento da geração futura por empreendimentos que sabidamente não

entrarão em operação ou subestimar os atrasos vigentes;

Novas usinas na Argentina, Bolívia e Peru, poderão contribuir para expansão da oferta de

energia no sistema elétrico, mas seus contratos não são totalmente confiáveis, devido a

instabilidade política nos países vizinhos, como ocorreu na renegociação do tratado de Itaipu

em abril de 2010 e que penalizou o contribuinte brasileiro;

A expansão da energia nuclear no Brasil deverá considerar o novo cenário para esta fonte de

energia após o acidente em Fukushima no Japão, sendo necessária a revisão dos atuais

sistemas de segurança das usinas de Angra de forma a assegurar maior confiabilidade ao

programa de energia nuclear brasileiro;

As regras do novo modelo do setor elétrico devem ser reestruturadas de forma a penalizar os

empreendedores que não cumprirem seus contratos e inibir a entrada destes agentes;

86


Deve ser elaborado um plano que objetive o aproveitamento das energias renováveis como a

biomassa, a eólica e a solar no país, criando mecanismos para a redução dos custos destas

energias;

Deve ser considerada a possibilidade da realização de leilões de energia específicos para cada

fonte, sem a concorrência entre fontes em um mesmo leilão e a realização de leilões regionais,

de forma a considerar as especificidades dos geradores localizados nas diferentes regiões do

país.

9.2 MEIO AMBIENTE

A seguir, são listadas algumas ações que precisam ser executadas no âmbito da questão ambiental do

setor elétrico:

É preciso estabelecer um debate entre especialistas do setor elétrico, acadêmicos e sociedade

no que se refere ao tipo de construção das UHEs que serão construídas no país. As Usinas a

fio d’água apresentam impactos ambientais menores, pois a área alagada por essas usinas é

menor, mas, em contrapartida, firmam pouca energia no sistema, requerendo a construção de

usinas térmicas para tal. Usinas com reservatórios maiores têm capacidade para firmar energia

não requerendo novas usinas térmicas.

A perda de a capacidade de regularização das UHEs precisar ser compreendida e debatida entre

os membros da sociedade, para analisar se a mudança no reservatório de acumulação das Usinas

deve ser considerada somente em função dos impactos ambientais, sem levar em consideração os

custos e a perda da capacidade de firmar energia do SIN.

Esse debate está intrinsecamente relacionado ao aumento das emissões de gases e ao efeito

estufa pelo setor elétrico brasileiro, questão que ganhará cada vez mais importância diante do

compromisso do país de reduzir suas emissões de gases causadores da mudança climática;

Criar uma metodologia que analise e quantifique, além de estabelecer medida compensatória

para resgate do quantitativo de carbono equivalente emitido para a atmosfera durante as obras

de construção civis para implantação da usina e também durante a operação pelo reservatório;

Revisão da legislação ambiental vigente: a atual legislação ambiental brasileira tem conduzido

à internalização, pelas concessionárias de energia elétrica, de parte dos custos ambientais de

seus empreendimentos por meio da adoção de programas ambientais destinados à mitigação,

à compensação ou monitoramento dos impactos. Ao mesmo tempo, em que tornam os

projetos do setor mais adequados, em termos socioambientais, esses programas introduzem

aos aspectos ambientais demandas de cunho sócio-político no planejamento setorial. Logo,

sob a justificativa de conciliar a sustentabilidade do projeto com os aspectos regionais, o

processo de licenciamento ambiental traz como consequência a elevação dos custos desde a

implantação e a operação até os reflexos na tarifa de comercialização da energia.

87


A incerteza do processo tende a enfraquecer o setor elétrico, visto a imprevisibilidade de

novas condicionantes após emissão da licença prévia e definição de preço de venda de

energia em leilão. Além disso, o planejamento setorial atual não assimila o aumento na

incerteza em função dos novos fatores intervenientes à questão estritamente ambiental, seja

física ou biótica. Dependendo do projeto e de sua localização, aspectos como: características

do meio socioeconômico, desenvolvimento regional e percepção social quanto ao valor

intrínseco dos aspectos culturais são fundamentais na priorização do empreendimento dentro

do plano de obras do setor, ou seja, requer desde a fase de planejamento e inventário da bacia

à interface com os demais órgãos reguladores, dentre eles: IBAMA e FUNAI;

É necessário identificar melhor os impactos ambientais da energia eólica no país, para impedir

que se instale aero geradores nas de rotas de aves migratórias pelo país;

As UTEs a biomassa poderão contribuir muito para a expansão da oferta de energia no

sistema elétrico, devido à grande produção de bagaço de cana-de-açúcar no sudeste do país,

onde está o maior centro de carga;

Melhorar o processo de licenciamento ambiental de empreendimentos do setor elétrico, que,

atualmente é um importante gargalo. Sugestões:

o Definir e disponibilizar Termos de Referência por tipologia, porte e potencial de impacto

dos empreendimentos;

o Estabelecer reuniões entre o empreendedor e o órgão licenciador para

acompanhamento do processo de licenciamento ambiental;

o Criar um Balcão Único de licenciamento ambiental, estimulando a cooperação

interdisciplinar e interinstitucional entre os;

o Definir as competências para o licenciamento ambiental;

o Definir o termo “significativo impacto ambiental”;

o Revisar o processo de licenciamento de empreendimentos de baixo impacto ambiental;

o Revisar a composição e o funcionamento do Conama.

Os limites da Área de Preservação Permanente (APP) devem ser definidos em estudo

específico e limitados a 100 metros para áreas rurais e 30 metros para áreas urbanas,

conforme Resolução CONAMA 302/2002. O estabelecimento de um valor superior para a APP,

além de aumentar a área adquirida e a quantidade de famílias a ser remanejada, limita o

acesso ao reservatório e a fiscalização das áreas.

88


9.3 OPERAÇÃO

A seguir são listadas algumas ações que precisam ser executadas no âmbito da operação do sistema

elétrico do país:

Reestruturar os modelos de planejamento da operação do sistema elétrico. De forma, a

contemplar também a maior importância de usinas térmicas e eólicas na matriz elétrica, uma

vez que a atual de operação foi concebida para um sistema totalmente hidroelétrico, e com

isso, uma ineficiência cada vez maior na operação do sistema elétrico;

O aumento da interligação do sistema elétrico permitirá o maior intercâmbio de energia, de

forma que ocorra uma maior otimização no aproveitamento das diferentes bacias hidrográficas

no país. Haverá, também, um maior armazenamento de energia no sistema, demandando uma

nova concepção na operação.

9.4 FINANCIAMENTO

Como exposto anteriormente, o BNDES tem importante atuação no financiamento do setor elétrico. Por

meio de prazos mais longos, juros menores, carências específicas e o uso do Project finance, têm

contribuído, de forma decisiva, para a os novos investimentos.

Apesar da facilidade concedida pelo Banco para aumentar os investimentos no setor, novas fontes de

financiamento devem ser desenvolvidas, uma vez que o BNDES não será capaz, sozinho, de financiar

todo o setor, devendo ser complementado por novos agentes financiadores.

A seguir, são listadas algumas ações que precisam ser executadas no âmbito do financiamento dos

investimentos no sistema elétrico do país:

Reestruturar os modelos de financiamentos, instituindo instrumentos de longo prazo e

apresentando a receita futura do empreendimento quando operacional como garantia;

Faz-se necessário um planejamento para a redução gradual dos benefícios concedidos à

energia eólica no país, à medida que a fonte alcance níveis de competitividade com usinas

térmicas;

A redução gradual da carga tributária do setor elétrico é necessária para diminuir os custos da

energia no país e aumentar a competitividade do setor industrial do país;

Permitir a participação de fundos estrangeiros na estruturação do “funding” dos projetos.

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9.5 OUTRAS SUGESTÕES

9.5.1. PLANO DECENAL DE EXPANSÃO DE ENERGIA

As críticas ao Plano Decenal de Energia são importantes, de modo a incentivar a EPE a aceitá-las e

incorporá-las em seus estudos de planejamento. Alguns pontos considerados fundamentais:

Utilização e competitividade da geração térmica a Gás Natural (discutidos no relatório em

outros itens);

Impactos econômicos e operacionais da redução da capacidade armazenada do sistema

hidroelétrico;

Efeitos na operação eletro-energética da instalação de 11 GW de energia eólica no Sistema

Interligado Nacional – SIN e considerações relacionadas à estocasticidade do vento;

Agravamento da questão da energia de ponta com o aumento da potência instalada do país

baseada em eólicas e hidroelétricas a fio d’água;

Utilização de modelos computacionais adequados para cálculo do Custo Marginal da

Expansão – CME, explicitando-se metodologia e premissas utilizadas;

Integração entre os planos de expansão da oferta de energia elétrica e da malha de

transmissão, possivelmente utilizando-se de modelos computacionais robustos,

adequadamente preparados para atender um sistema interligado do porte do Sistema

Interligado Brasileiro;

Utilização de cenários de sensibilidade para a demanda e atrasos nas obras.

9.5.2. LEILÕES DE ENERGIA NOVA

Sugestões de melhoria dos Leilões de Energia Nova são muito importantes para a diminuição dos

riscos enfrentados pelos players, e para alcançar a modicidade tarifária. Consideram-se como pontos a

serem aperfeiçoados nos Leilões de Energia Nova (A-5):

O acesso tardio a informações sobre o empreendimento (topografia, hidrologia, geologia,

licença prévia e outros) deixa ao empreendedor pouco tempo para estudos complementares e

mais detalhados. Um exemplo prático foi o caso da UHE Colíder em que os estudos de

viabilidade foram disponibilizados a apenas 46 dias do Leilão, fazendo com que, à exceção

das empresas desenvolvedoras dos estudos (Eletronorte, Andrade Gutierrez e Furnas), todos

os outros interessados não tivessem tempo hábil para otimizar o projeto e buscar a modicidade

tarifária. Outro exemplo que pode ser citado foi o caso da UHE Teles Pires em que a licença

prévia (necessária para que o empreendimento fosse a Leilão) foi emitida a apenas três dias

do leilão. Contudo junto com a licença prévia estão as condicionantes definidas pelo órgão

licenciador que implicam um aumento das incertezas inerentes ao projeto e,

consequentemente, aumento das contingências por parte do investidor e,

90


A definição do preço teto nos leilões de energia, que são baseados em premissas

incompatíveis com o mercado e com a regulação (orçamento, início de entrega da energia,

renovação da concessão), levando a não otimização dos valores finais possíveis para

contratação no ambiente regulado. Exemplo desse problema ocorreu no Leilão de Colíder em

que o orçamento do EVTE foi 43% superior aquele proposto pela EPE no Edital, publicado a

um mês da realização do Leilão, o que nos leva a perceber que o caminho da discussão sobre

energias renováveis ainda está no início e sem espaço para novas experimentações.

91


REFERÊNCIAS

ANEEL (Brasil). Atlas de Energia Elétrica do Brasil. Brasília: Aneel, 2008.

ANEEL (Brasil). Atlas de Energia Elétrica do Brasil. Brasília: Aneel, 2005.

ABRAGET. Analise dos Leilões de Energia Elétrica. Rio de Janeiro, 2009.

BATISTA, Romário de Oliveira. DEBATE SOBRE UMA SEGUNDA PRORROGAÇÃO DECONCESSÕES NO SETOR ELÉTRICO (SEM LICITAÇÃO): Verdades, Meias‐Verdades e Pontos para Reflexão. Brasília, 2009.

CASTRO, Nivalde J. de; BRANDÃO, Roberto. O Maior Desafio do Setor Elétrico para o Novo Governo: vencimento das concessões. Rio de Janeiro: UFRJ, 2011.

CASTRO, Nivalde J. de; CAVALIERI, Rita; BUENO, Daniel. Reestruturação e padrão de financiamento do Setor Elétrico Brasileiro: O papel estratégico do investimento público. Rio de Janeiro, 2006.

VI CONFERENCIA DE PCH MERCADO E MEIO AMBIENTE. Apresentações. São Paulo, 2010.

ENERGIA DO RIO, 2011, Rio de Janeiro. O Pré-sal: Brasil como Player Global no Setor de Petróleo. Rio de Janeiro, 2011

ENERLIVRE 2011 - II ENCONTRO DE NEGOCIOS ENTRE AGENTES DO MERCADO DE LIVRE CONTRATAÇÃO DE ENERGIA. Base Temática. Brasília, 2011.

EPE - Empresa de Pesquisa Energética. Balanço Energético Nacional 2010: Ano base 2009. Rio de Janeiro: EPE, 2010.

FGV PROJETOS. Efeitos do Preço da Energia no Desenvolvimento Econômico: Cenários até 2020. Rio de Janeiro, 2010.

FORUM MATRIZ HIDROTERMICA E A SEGURANÇA DO SISTEMA ELETRICO NACIONAL, 2009, Rio de Janeiro. Apresentações. Rio de Janeiro, 2009.

INSTITUTO ACENDE BRASIL E PRICEWATERHOUSECOOPERS. Tributos e Encargos no Setor Elétrico Brasileiro. Rio de Janeiro, 2010.

MME - Ministério Das Minas e Energia. Plano Decenal de Energia - 2011 2020: Em Consulta Publica. Rio de Janeiro: EPE, 2011.

ONS - OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA, Relatórios diversos.

IV SEMINÁRIO BRITCHAM INTERNACIONAL DE PETRÓLEO E GÁS. Apresentações. Rio de Janeiro, 2005.

XV SIMPOSIO JURIDICO. A QUESTÃO DO VENCIMENTO DAS CONCESSÕES: Aspectos Jurídicos. Rio de Janeiro, 2009.

VEIGA, Mario. DESAFIOS PARA A EXPANSÃO DA GERAÇÃO TÉRMICA: Fórum Matriz Hidrotérmica e a Segurança do Sistema Elétrico Nacional. Rio de Janeiro: PSR Consultoria, 2009.

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ANEXO I – PREMISSAS CENÁRIOS

Demanda de Energia Elétrica (TWh)Setor 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020Residencial 106 111 116 121 127 133 139 145 151 158 165Industrial 182 193 205 218 231 245 255 266 277 289 301Comercial 69 74 78 83 88 94 99 105 112 119 126Outros 59 61 64 66 69 72 75 78 81 84 87Total Rede 416 439 463 488 515 544 569 594 621 650 679 Demanda de Energia Elétrica (Variação %)Setor 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020Residencial 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5Industrial 5,1 5,1 5,1 5,1 5,1 5,1 5,1 5,1 5,1 5,1Comercial 6,2 6,2 6,2 6,2 6,2 6,2 6,2 6,2 6,2 6,2Outros 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0Total 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0

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ANEXO II – CENÁRIO PROVÁVEL

Cenário Provável - Capacidade Instalada de Energia Elétrica (MW)Fonte 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Hidro 75.468 77.568 78.305 80.304 81.377 84.225 87.173 90.224 93.382 96.650 100.033Urânio 2.007 2.007 2.007 2.007 2.007 3.412 3.412 3.412 3.412 3.412 3.412Gás Natural 10.366 10.946 11.531 13.252 13.517 14.869 16.356 17.992 19.791 21.770 23.947Carvão 1.594 2.244 2.894 3.594 4.794 5.521 6.421 7.321 8.221 8.221 8.515Óleo Combustível 4.053 5.780 6.291 6.748 6.948 6.948 6.948 6.948 6.948 6.948 6.948PCH 3.657 3.723 3.723 4.085 4.582 4.743 4.838 4.934 5.033 5.134 5.236Biomassa 2.706 3.060 3.179 3.355 3.557 3.770 3.996 4.236 4.490 4.759 5.045Eólica 927 1.576 3.557 4.624 6.011 7.213 8.295 9.539 10.493 11.543 12.697Importação Itaipu 5.850 5.850 5.850 5.850 5.850 5.850 5.850 5.850 5.850 5.850 5.850Total 106.628 112.754 117.337 123.820 128.643 136.551 143.289 150.456 157.620 164.287 171.683

Cenário Provável - Adição Capacidade Instalada de Energia Elétrica (MW)Fonte 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total

Hidro 2.100 737 2.000 1.073 2.848 2.948 3.051 3.158 3.268 3.383 24.565Urânio 0 0 0 0 1.405 0 0 0 0 0 1.405Gás Natural 580 585 1.721 265 1.352 1.487 1.636 1.799 1.979 2.177 13.581Carvão 650 650 700 1.200 727 900 900 900 0 294 6.921Óleo Combustível 1.727 511 457 200 0 0 0 0 0 0 2.895PCH 66 0 362 497 160 95 97 99 101 103 1.579Biomassa 354 120 176 201 213 226 240 254 269 286 2.339Eólica 649 1.981 1.067 1.387 1.202 1.082 1.244 954 1.049 1.154 11.770Total 6.126 4.583 6.483 4.823 7.908 6.738 7.167 7.164 6.667 7.396 65.055

Cenário Provável - Investimento Necessário em Adição de Capacidade Instalada de Energia Elétrica (R$ Bilhões)Fonte 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total

Hidro 5,9 2,1 5,6 3,0 8,0 8,3 8,6 8,9 9,2 9,5 68,9Urânio 0,0 0,0 0,0 0,0 9,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 9,0Gás Natural 0,7 0,7 2,2 0,3 1,7 1,9 2,1 2,3 2,5 2,8 17,3Carvão 1,8 1,8 1,9 3,3 2,0 2,4 2,4 2,4 0,0 0,8 18,8Óleo Combustível 0,9 0,3 0,2 0,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 1,5PCH 0,2 0,0 1,2 1,7 0,5 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 5,4Biomassa 0,5 0,2 0,3 0,3 0,3 0,3 0,4 0,4 0,4 0,4 3,6Eólica 1,3 4,0 2,2 2,8 2,5 2,2 2,5 1,9 2,1 2,4 24,0Total (R$ bilhões) 11,4 9,1 13,6 11,5 24,0 15,5 16,3 16,3 14,6 16,2 148,5

Variação % Capacidade InstaladaFonte 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Hidro 2,8 0,9 2,6 1,3 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5Urânio 0 0 0 0 70 0 0 0 0 0Gás Natural 6 5 15 2 10 10 10 10 10 10Carvão 41 29 24 33 15 16 14 12 0 4Óleo Combustível 43 9 7 3 0 0 0 0 0 0PCH 2 0 10 12 4 2 2 2 2 2Biomassa 13 4 6 6 6 6 6 6 6 6Eólica 70 126 30 30 20 15 15 10 10 10

Geração de Energia (TWh)Fonte 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Hidro 350 360 364 373 378 391 397 411 425 440 456Urânio 14 14 14 14 14 24 24 24 24 24 24Gás Natural 36 42 57 66 78 79 93 98 107 120 132Carvão 11 16 20 25 33 38 44 47 51 53 55Óleo Combustível 9 13 14 15 16 16 16 16 16 16 16PCH 16 16 16 18 20 21 21 22 22 22 23Biomassa 12 13 14 15 16 17 18 22 24 25 27Eólica 2 3 8 10 13 16 18 21 23 25 28Importação Itaipu 38 38 38 38 38 38 38 38 38 38 38Total Oferta 489 516 545 574 606 641 670 699 731 765 799

Arrecadação com a venda da energia gerada (R$ Bilhões)Fonte 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020


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ANEXO III – CENÁRIO CONSERVADOR

Cenário Conservador - Capacidade Instalada de Energia Elétrica (MW)Fonte 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020


Cenário Conservador - Adição de Capacidade Instalada de Energia Elétrica (MW)

Fonte 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 TotalHidro 2.100 737 2.000 1.073 4.883 5.176 5.486 5.815 6.164 6.534 39.967Urânio 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.405 1.405Gás Natural 580 585 1.721 265 270 276 281 287 293 298 4.857Carvão 650 650 700 600 2.701 0 0 0 0 0 5.301Óleo Combustível 1.727 511 0 0 338 0 0 0 0 0 2.576PCH 66 0 362 497 137 142 146 150 155 159 1.815Biomassa 354 120 176 201 107 110 113 117 120 124 1.541Eólica 464 1.669 1.530 918 1.101 991 760 836 919 1.011 10.198Total 5.940 4.271 6.488 3.554 9.538 6.694 6.786 7.205 7.651 9.532 67.659

Cenário Conservador - Investimento Necessário em Adição de Capacidade Instalada de Energia Elétrica (R$ Bilhões)

Fonte 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 TotalHidro 5,89 2,07 5,61 3,01 13,70 14,52 15,39 16,31 17,29 18,33 112,11Urânio 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 8,99 8,99Gás Natural 0,74 0,75 2,19 0,34 0,34 0,35 0,36 0,37 0,37 0,38 6,19Carvão 1,77 1,77 1,90 1,63 7,35 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 14,42Óleo Combustível 0,88 0,26 0,00 0,00 0,17 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 1,31PCH 0,22 0,00 1,23 1,69 0,47 0,48 0,50 0,51 0,53 0,54 6,17Biomassa 0,54 0,18 0,27 0,31 0,16 0,17 0,17 0,18 0,18 0,19 2,36Eólica 0,95 3,40 3,12 1,87 2,25 2,02 1,55 1,71 1,88 2,06 20,80Total (R$ Bilhões) 10,99 8,43 14,33 8,85 24,44 17,54 17,97 19,07 20,25 30,49 172,35

Variação % Capacidade Instalada

Fonte 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020Hidro 2,8 0,9 2,6 1,3 6,0 6,0 6,0 6,0 6,0 6,0Urânio 0 0 0 0 0 0 0 0 0 70Gás Natural 6 5 15 2 2 2 2 2 2 2Carvão 41 29 24 17 64 0 0 0 0 0Óleo Combustível 43 9 0 0 5 0 0 0 0 0PCH 2 0 10 12 3 3 3 3 3 3Biomassa 13 4 6 6 3 3 3 3 3 3Eólica 50 120 50 20 20 15 10 10 10 10

Geração de Energia (TWh)

Fonte 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020Hidro 350 360 364 366 371 393 417 433 459 487 506Urânio 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 24Gás Natural 36 42 58 74 95 83 85 89 91 93 93Carvão 11 16 20 25 27 46 46 48 48 48 49Óleo Combustível 9 13 14 14 14 15 15 16 17 17 18PCH 16 16 16 18 20 21 21 22 23 23 24Biomassa 12 13 14 15 16 16 17 20 21 22 22Eólica 2 3 7 10 12 14 17 18 20 22 24Importação Itaipu 38 38 38 38 38 38 38 38 38 38 38Total Oferta 489 516 545 574 606 640 669 699 731 765 799

Arrecadação com a venda da energia gerada (R$ Bilhões)

Fonte 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020Hidro 30,8 31,7 32,0 32,2 32,6 34,6 36,7 38,1 40,4 42,8 44,5Urânio 2,3 2,3 2,3 2,3 2,3 2,3 2,3 2,3 2,3 2,3 3,8Gás Natural 4,8 5,6 7,7 9,9 12,6 11,1 11,3 11,9 12,1 12,3 12,4Carvão 1,4 2,0 2,6 3,2 3,5 5,9 5,9 6,2 6,2 6,2 6,3Óleo Combustível 1,2 1,7 1,9 1,9 1,9 2,0 2,0 2,2 2,3 2,4 2,5PCH 2,3 2,3 2,3 2,6 2,9 3,0 3,0 3,1 3,2 3,3 3,4Biomassa 1,1 1,2 1,3 1,4 1,4 1,5 1,5 1,9 2,0 2,0 2,1Eólica 0,3 0,4 0,9 1,4 1,7 2,0 2,3 2,5 2,8 3,1 3,4Total (R$ bilhões) 44,3 47,3 51,0 54,8 58,8 62,3 65,0 68,2 71,2 74,5 78,4

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ANEXO IV –CENÁRIO AGRESSIVO

Cenário Agressivo - Capacidade Instalada de Energia Elétrica (MW)Fonte 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020


Cenário Agressivo - Adição de Capacidade Instalada de Energia Elétrica (MW)Fonte 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total

Hidro 2.100 737 2.000 1.073 1.087 1.101 1.116 1.131 1.146 1.161 12.652Urânio 0 0 0 0 1.405 0 0 0 0 1.400 2.805Gás Natural 580 585 1.721 1.988 1.524 1.676 1.844 2.028 2.231 2.454 16.633Carvão 650 650 700 600 126 130 3.005 0 0 0 5.861Óleo Combustível 1.727 511 4.338 1.594 978 1.056 1.141 0 0 0 11.345PCH 66 0 362 497 46 46 47 47 48 48 1.207Biomassa 354 120 176 201 285 307 332 358 387 418 2.938Eólica 649 2.679 2.127 1.915 1.245 1.431 1.097 1.207 1.328 1.460 15.138Total 6.126 5.282 11.424 7.868 6.694 5.748 8.582 4.772 5.140 6.943 68.579

Cenário Agressivo - Investimento Necessário em Adição de Capacidade Instalada de Energia Elétrica (R$ Bilhões)Fonte 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total

Hidro 5,89 2,07 5,61 3,01 3,05 3,09 3,13 3,17 3,21 3,26 35,49 Urânio - - - - 8,99 - - - - 8,96 17,95 Gás Natural 0,74 0,75 2,19 2,53 1,94 2,14 2,35 2,59 2,84 3,13 21,21 Carvão 1,77 1,77 1,90 1,63 0,34 0,35 8,17 - - - 15,94 Óleo Combustível 0,88 0,26 2,21 0,81 0,50 0,54 0,58 - - - 5,79 PCH 0,22 - 1,23 1,69 0,16 0,16 0,16 0,16 0,16 0,16 4,10 Biomassa 0,54 0,18 0,27 0,31 0,44 0,47 0,51 0,55 0,59 0,64 4,49 Eólica 1,32 5,47 4,34 3,91 2,54 2,92 2,24 2,46 2,71 2,98 30,88 Custo Total (R$ bilhões) 11,37 10,49 17,76 13,89 17,95 9,67 17,14 8,93 9,52 19,13 135,86

Variação % Capacidade InstaladaFonte 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Hidro 2,8 0,9 2,6 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3Urânio 0 0 0 0 70 0 0 0 0 41Gás Natural 6 5 15 15 10 10 10 10 10 10Carvão 41 29 24 17 3 3 68 0 0 0Óleo Combustível 43 9 69 15 8 8 8 0 0 0PCH 2 0 10 12 1 1 1 1 1 1Biomassa 13 4 6 6 8 8 8 8 8 8Eólica 70 170 50 30 15 15 10 10 10 10

Geração de Energia (TWh)Fonte 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Hidro 350 360 364 373 378 383 381 386 391 396 401Urânio 14 14 14 14 14 24 24 24 24 24 34Gás Natural 36 42 56 58 72 82 103 111 130 151 163Carvão 11 16 20 23 27 29 30 43 47 48 48Óleo Combustível 9 13 14 21 22 25 27 27 27 28 29PCH 16 16 16 18 20 20 20 21 21 21 21Biomassa 12 13 14 15 16 17 21 22 24 26 28Eólica 2 3 9 14 18 21 24 26 29 32 35Importação Itaipu 38 38 38 38 38 38 38 38 38 38 38Total Oferta 489 516 545 575 606 640 669 699 731 765 799

Arrecadação com a venda da energia gerada (R$ Bilhões)Fonte 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020


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