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EUCALIPTO: REALIDADE ENERGÉTICA EM ALAGOAS
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EUCALIPTO: REALIDADE ENERGÉTICA EM ALAGOAS
Sumário
1. Introdução ...........................................................................................................3
2. Contextualização da Energia Elétrica ..................................................................6
2.1. Diretrizes da Política Energética Brasileira ............................................................. 6
2.2. Sistema Elétrico Brasileiro .................................................................................... 10
2.2.1. Geração de Energia Elétrica ..................................................................................... 12
2.2.2. Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica ........................................................ 14
2.2.3. Comercialização de Energia Elétrica ......................................................................... 16
2.3. Oferta x Demanda de Energia Elétrica ................................................................. 19
2.3.1. Energia no Estado de Alagoas .................................................................................. 32
3. Biomassa como Fonte de Energia .................................................................... 34
4. Eucalipto em Alagoas e a problemática socioeconômica agrícola .................. 39
5. Viabilidade da Implantação de uma Termoelétrica via biomassa de
Eucalipto ............................................................................................................... 45
5.1. Processo produtivo de uma Termoelétrica .......................................................... 45
5.2. Premissas Financeiras e Econômicas ................................................................... 48
5.2.1. Produção e Venda .................................................................................................... 48
5.2.2. Impostos Incidentes sobre a Atividade .................................................................... 49
5.2.3. Custos Operacionais ................................................................................................. 50
5.2.4. Investimento............................................................................................................. 55
5.3. Análise Econômico-Financeira ............................................................................. 56
5.3.1. Resultados nos Cenários ........................................................................................... 59
6. Conclusão ......................................................................................................... 69
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1. Introdução
O debate acerca do impacto do uso de energias não renováveis, tanto
para o meio ambiente, quanto na eficiência do abastecimento para os usuários,
teve início há cerca de 30 anos, quando as questões climáticas começaram a ser
abordadas pela comunidade científica. No entanto, o assunto entrou na agenda
política internacional de forma mais expressiva a partir da conferência “Rio 92”,
em que todo o mundo se reuniu na capital fluminense para discutir os rumos e as
normas que envolviam o meio ambiente como aspecto de interesse global.
Hoje, tanto a Organização das Nações Unidas (ONU) quanto diversas
outras organizações supranacionais investem massivamente em pesquisas e em
ações de incentivo à utilização de fontes de energia sustentáveis. O objetivo é
garantir seu amplo acesso pelos povos, a eficiência energética e a proteção do
meio ambiente.
Inicialmente ligada às questões de mudança de clima e impacto no meio
ambiente, hoje a diversificação com eficiência energética é uma urgência
também em termos de assegurar o desenvolvimento socioeconômico.
Dentro do debate multilateral ambiental, a energia ocupa uma posição
estratégica. De acordo com o Mapa de Mudanças Climáticas da International
Energy Agency (AIE, na sigla em português), o setor energético lidera a emissão
de gases poluentes, respondendo por mais de dois terços do total em 2010 –
causado, principalmente, pela queima de combustíveis fósseis. Dessa forma, o
papel da energia é crucial na tentativa de amenizar os reflexos negativos das
mudanças climáticas previstas para os próximos anos. É mandatório que a
estrutura das fontes de energia seja revista, já que, de acordo com a IEA, os
combustíveis fósseis representam 80% das fontes globais.
A instituição estima que um aumento de 2ºC da temperatura global seria
o aceitável diante do panorama climático atual – essa meta tem 50% de chance
de ser alcançada caso a concentração de gases na atmosfera se estabilize em 450
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partes por milhão. Tal panorama ficou conhecido como “Cenário 450”. Para
alcança-lo, foi acordado que até 2020 os países desenvolvidos precisam tomar
medidas drásticas em suas matrizes energéticas. Os países em desenvolvimento
acelerado – África do Sul, Brasil, China, Rússia e países do Oriente Médio –
deverão tomar deliberações de mesmo porte a partir de 2020.
A energia figura na agenda internacional não somente pelo seu
protagonismo no esforço de minimizar os danos ao meio ambiente, mas também
porque seu alcance está longe de ser assegurado a toda a população mundial. A
ONU estima que 1,3 bilhão de pessoas não tem acesso a este recurso que se faz
ainda mais importante por ser essencial para o tratamento da água e esgoto,
assim como no funcionamento de hospitais e escolas. O cenário, portanto, é de
uma profunda interligação entre as questões ambientais, energéticas e sociais
que garantem um desenvolvimento holístico.
Nesse contexto, o Brasil figura entre os países com maior participação de
fontes renováveis de energia como um todo, se considerarmos a energia
hidráulica como fonte renovável.
Segundo dados do Balanço Energético Nacional, publicado pela Empresa
de Pesquisa Energética (EPE), em 2013, a participação de fontes renováveis na
Matriz Energética Brasileira manteve-se entre as mais elevadas do mundo, com
pequena redução devido à menor geração de energia hidráulica.
5
Participação das fontes renováveis na Matriz Energética
Fonte: Relatório Síntese – Balanço Energético Nacional - EPE, 2014
O país concentra sua capacidade energética em três principais fontes:
petróleo e gás natural (52,09%), biomassa da cana-de-açúcar (16,07%), e
hidráulica (12,51%), que juntos correspondem a 80,67% da oferta interna de
energia primária.
Se comparado com 2012, observa-se que houve redução na oferta das
fontes hidráulicas (- 5,43%) e lenha (- 4,29%); e aumento na participação no uso
da biomassa (+ 9,29%) e em outras fontes renováveis (+ 7,97%).
13%
42,30%
41%
0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%
Mundo (2011)
Brasil (2012)
Brasil (2013)
Renováveis Não Renováveis
6
Oferta Interna de Energia Primária por Fonte (%)
FONTE PRIMÁRIA
BRASIL
2012 2013 ∆% Quant.
(10³ tep) %
Quant. (10³ tep)
%
NÃO RENOVÁVEL 163.586 57,72% 174.665 58,97% 6,77%
Petróleo 111.413 39,31% 116.500 39,33% 4,57%
Gás Natural 32.598 11,50% 37.792 12,76% 15,93%
Outros não Renováveis 19.575 6,91% 20.373 6,88% 4,08%
RENOVÁVEL 119.825 42,28% 121.550 41,03% 7,54%
Energia Hidráulica 39.181 13,82% 37.054 12,51% -5,43%
Produtos da Cana-de-açúcar
43.557 15,37% 47.603 16,07% 9,29%
Lenha 25.683 9,06% 24.580 8,30% -4,29%
Outros Renováveis 11.404 4,02% 12.313 4,16% 7,97%
TOTAL 283.411 100,00% 296.215 100,00% 4,52%
Fonte: Balanço Energético Nacional, 2014.
No que se refere à energia elétrica, essa discussão é acentuada e a
necessidade de aumento da oferta e de sua diversidade é o centro dos debates
delineados a seguir.
2. Contextualização da Energia Elétrica
2.1. Diretrizes da Política Energética Brasileira
Para o objetivo do Desenvolvimento Energético Sustentável, o Brasil
trabalha em cinco macrodiretrizes traçadas pelo Conselho Nacional de Política
Energética (CNPE):
a) Segurança Energética – não pode faltar energia para o processo de
desenvolvimento do país, independente do preço;
b) Modicidade Tarifária – segurança energética pelo menor preço
possível, existindo assim uma linha tênue porque essas duas diretrizes
são conflitantes;
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c) Universalização da Energia – diretriz também conflitante com a
modicidade tarifária porque para que todos tenham acesso à energia
os mais ricos devem subsidiar tarifas para os mais pobres;
d) Inserção das Fontes Alternativas na Matriz Energética Nacional – com
a finalidade de reduzir as emissões de carbono no meio ambiente, a
inserção de fontes renováveis na matriz. Também se conflita com o
critério da modicidade tarifária porque, obviamente, toda alternativa é
inicialmente mais cara do que a convencional. Fonte alternativa
também entra em conflito com eficiência energética, pois nem sempre
a oferta de uma nova forma de energia tem um rendimento melhor do
que a existente;
e) Eficiência Energética – melhorar o rendimento de processos,
equipamentos e qualidade da mão de obra. Da mesma forma, entra em
conflito com a modicidade tarifária, pois esses resultados só aparecem
no longo prazo.
Nesse contexto, portanto, é feito o planejamento do sistema, que deve
ainda levar em consideração os aspectos geopolíticos do uso e da dependência
de energia.
A combinação do custo de produção e comercialização versus a segurança
energética apontam para uma fonte de energia eficiente e competitiva em
termos de abastecimento e desenvolvimento socioambiental. A segurança
energética é a garantia de que serão supridas as demandas, de forma duradoura,
respeitando as restrições do sistema. Nas palavras de Dhenin (2012):
A segurança energética estabelece uma conexão entre as questões
de segurança hard security, ou seja, a proteção do território, recursos
naturais, o fornecimento de combustíveis vitais com questões de segurança
ampliada soft security abrangendo questões de desenvolvimento
econômico, com questões de sustentabilidade e de meio ambiente de
maneira geral. (DHENIN apud SEELING, 2012)
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Para que tal segurança seja garantida, é necessário o planejamento do
crescimento populacional, econômico, do consumo de energia e também dos
fatores naturais ligados à geração. Dessa forma, diante da perspectiva de
evolução da demanda, o sistema precisa estar preparado para garantir a oferta,
minimizando os riscos tanto de interrupção do fornecimento, quanto de impactos
socioambientais.
O país possui predominância hídrica na sua matriz elétrica (em termos de
capacidade dos reservatórios só perdemos para o Canadá), em parte construída
nas décadas de 70 e 80, com capacidade de guardar cerca de 220 TWh de
afluências que podem ser transformadas em eletricidade. A afluência mensal dos
rios brasileiros é de aproximadamente 38 TWh. Essa reserva, portanto, é o grande
diferencial do país.
Entretanto, aspectos de impacto ambiental tem dificultado a construção
de novas hidrelétricas, a exemplo do caso icônico de Belo Monte, que será a
terceira maior hidrelétrica do mundo, com capacidade instalada de 11.233 MW,
atendendo 17 estados e até 60 milhões de pessoas (ANEEL).
Por ser uma usina que trará impactos socioambientais relevantes, sofreu
pressões sociais, tendo o projeto passado por revisões constantes. Uma das
formas de diminuir esses impactos foi a construção de reservatórios operados a
fio d’água. Dessa forma a energia é gerada de acordo com o fluxo natural do rio,
produzindo mais ou menos energia a depender da época do ano e das
precipitações, totalizando uma potência média de 4.571 MW.
A falta de reservatório em hidrelétricas está sendo adotada no Brasil com
o objetivo de diminuir os impactos ambientais no entorno da usina. De acordo
com José Goldemberg (2013), metade das usinas brasileiras não possui
reservatório. Tal ausência agrava a dependência em relação às precipitações
pluviométricas, pondo em risco a segurança energética nacional.
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Dentre as fontes comumente mais utilizadas na complementação
energética, as térmicas a carvão e a gás natural se destacam. Porém, são
dispendiosas e geram sérios danos ambientais, principalmente considerando as
elevadas emissões de CO2 advindas do uso de combustíveis minerais.
Emissões de CO2 (g/KWh) direta e indireta na geração de energia elétrica
Fonte: análise comparativa das alternativas energéticas quanto às emissões diretas e indiretas de CO2. ABEN, 2008.
Dentro dessa perspectiva, o Governo Federal lançou em 2002, por meio
da Lei 10.438, o Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia –
PROINFA. O intuito era aumentar a participação de pequenos produtores e
produtores independentes de energia elétrica utilizadas no Brasil. No marco
regulatório, em 2004, a energia no ambiente regulado passou a ser contratada
através de um sistema de leilões simplificados.
O Governo Federal, via ANEEL, realiza leilões para contratação de energia
de reserva, fontes renováveis e energia nova. Para cada leilão é definida uma
demanda a ser atendida e um preço máximo (CVU = Custo de Valor Unitário),
limitando o teto praticado.
5-33
4 - 36
10 - 38
78 - 217
399 - 644
550 - 946
838 - 1231
0 500 1000 1500 2000 2500
Usinas nucleares
Hidrelétrica
Eólica
Solar
Gás Natual
Óleo Combustível
Carvão
10
As usinas são comparadas somente com base no custo de sua garantia
física, sem levar em consideração aspectos como localização, potência, distância
e possibilidade de entrega para o usuário final, parâmetros que são tratados em
leilões específicos de linhas de transmissão e subestações de transferência.
Esse modelo de comercialização de energia, embora garanta a
contratação de geração de menor custos para a sociedade, não garante a entrega,
nem a qualidade da energia contratada, porque a ela ainda são adicionados os
custos de transporte e distribuição da eletricidade.
Para melhor entendimento, a seguir é apresentado o sistema elétrico
brasileiro.
2.2. Sistema Elétrico Brasileiro
O sistema é diferenciado
mundialmente pelo seu parque gerador
hidrotérmico, com predominância de usinas
hidroelétricas e sistema de transmissão
com linhas de grandes extensões, que
viabiliza a troca de energia entre as regiões.
O sistema é dividido em quatro
subsistemas eletricamente interligados:
Norte, Nordeste, Sudeste/Centro-Oeste e
Sul, além dos sistemas isolados em áreas
que ainda não estão interligadas, localizados na região Amazônica.
O sistema elétrico é um complexo formado por agentes e instituições da
indústria da eletricidade, responsáveis desde a geração até a distribuição de
energia, passando pelo planejamento, operação e regulação deste mercado.
Esse sistema pode atuar em dois mercados: mercado cativo (regulado) ou
mercado livre. Em ambos os casos, o processo começa nas unidades geradoras.
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No mercado regulado, depois de deixar a usina, independentemente do
tipo da fonte geradora, a energia elétrica trafega pela rede de transmissão com
tensão nominal igual ou superior a 230 kV. Quando chega às subestações
localizadas nas cidades, a tensão é rebaixada e, por meio de um sistema de
distribuição composto por fios, postes e transformadores, chega até os
consumidores de baixa tensão – por exemplo, na região Sudeste chega em
220/127 volts, no Nordeste chega em 380/220 volts.
No caso do mercado livre, o consumidor (grandes consumidores,
importadores e exportadores) escolhe seu gerador diretamente ou por
intermédio do agente comercializador.
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2.2.1. Geração de Energia Elétrica
A geração é o segmento da indústria de eletricidade responsável por
produzir energia elétrica e injetá-la nos sistemas de transporte (transmissão e
distribuição) para que chegue aos consumidores.
Especificamente no Brasil, o segmento de geração é bastante pulverizado,
contando, segundo dados da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), com
3.336 empreendimentos em operação, totalizando 130.499.277 KW de potência
instalada até agosto de 2014.
A maioria desses empreendimentos é de usinas termelétricas de médio
porte, movidas a gás natural, biomassa, óleo diesel, óleo combustível e carvão
mineral.
Por outro lado, vale destacar que
67% da potência instalada no país é de
origem hidrelétrica e limpa,
essencialmente as usinas hidrelétricas
(63,16%). Dentre elas destacam-se a
Itaipu Binacional, no rio Paraná e
Tucuruí, no rio Tocantins.
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Geração de Energia Elétrica:
Empreendimentos em Operação no Brasil, em 2014.
Tipo Quantidade Potência
Outorgada (kW)
Potência Fiscalizada
(kW) %
Central Geradora Hidrelétrica 466 287.201 288.430 0,22%
Central Geradora Eólica 177 3.817.829 3.751.933 2,88%
Pequena Central Hidrelétrica 467 4.713.134 4.676.836 3,58%
Central Geradora Solar Fotovoltaica 164 16.287 12.287 0,01%
Usina Hidrelétrica 197 86.625.945 82.428.568 63,16%
Usina Termelétrica 1.863 39.284.635 37.351.223 28,62%
Usina Termonuclear 2 1.990.000 1.990.000 1,52%
TOTAL 3.336 136.735.031 130.499.277 100,00%
Fonte: Banco de Informação de Geração da ANEEL, agosto/2014.
Principais Usinas Hidrelétricas, conforme potência instalada
Usina
Potência Outorgada KW
Município Rio
1 Tucuruí I e II 8.535.000 Tucuruí - PA Tocantins
2 Itaipu (Parte Brasileira) 7.000.000 Foz do Iguaçu - PR Paraná
3 Paulo Afonso I, II, III e IV 3.879.601 Delmiro Golveia - AL e Paulo Afonso Bahia
São Francisco
4 Ilha Solteira 3.444.000 Ilha Solteira - SP e Selvíria - MS
Paraná
5 Xingó 3.162.000 Canindé de São Francisco - SE e Piranhas - AL
São Francisco
6 Santo Antônio 2.143.200 Porto Velho - RO Madeira
7 Itumbiara 2.082.000 Araporã - MG e Itumbiara - GO
Paranaíba
Outros 55.372.944 56.380.144
TOTAL 86.625.945
Fonte: Banco de Informação de Geração da ANEEL, agosto/2014.
Os produtores de energia são normalmente construídos longe dos centros
urbanos. Para que a energia chegue aos consumidores finais ela é transmitida por
meio de uma série de cabos aéreos – o conjunto deles é chamado de rede de
transmissão.
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2.2.2. Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica
O sistema de transmissão de energia elétrica no Brasil tem grande
importância para o atendimento às cargas e para a confiabilidade do
fornecimento. A grande extensão do país exige um sistema de dimensão
equivalente, capaz de interligar a geração e a carga das diversas regiões
geográficas, buscando uma operação mais eficiente do sistema. Esse movimento
de cargas entre regiões é conhecido como Movimento de Realocação de Energia
(MRE).
O transporte de energia é realizado por diferentes segmentos da rede
elétrica que são definidos com base na função que exercem:
• Transmissão: redes que interligam a geração aos centros de carga.
• Interconexão: interligação entre sistemas independentes.
• Subtransmissão: rede para casos onde a distribuição não se conecta à
transmissão, havendo estágio intermediário de repartição da energia
entre várias regiões.
• Distribuição: rede que interliga as subestações transformadoras aos
pontos de consumo, sendo subdividida em distribuição primária (nível de
média tensão - MT) ou distribuição secundária (nível de uso residencial).
Após esse percurso, ela chega às distribuidoras – empresas capacitadas
a distribuir a energia na tensão adequada, a depender do tipo de consumo.
Dentro das cidades, a energia passa por uma série de subestações
transformadoras. Em um primeiro momento, essas subestações mantem a
energia em média tensão, no intuito de atender aos consumidores desse
porte (média indústria, comércio) e diminuir o risco de desperdício; no
segundo momento, transformadores de distribuição reduzem a tensão para
que possa ser utilizada pelos consumidores de baixa tensão, geralmente
residências, pequeno serviço e iluminação pública.
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O custo com transmissão aumentará à medida que novas unidades
geradoras forem implantadas cada vez mais distantes do centro de consumo.
Segundo informações publicadas no site da ANEEL, atualmente o Brasil
possui 63 concessionárias do serviço público de distribuição de energia elétrica.
A transmissão de energia possui linhas com tensão de 230 kV a 750 kV, com
extensão total de 118,5 mil quilômetros, conforme quadro abaixo.
Linhas de Transmissão de Energia Elétrica - Brasil
Classe de Tensão (kV)
Linhas de Transmissão Instaladas (Km)
(%)
230 kV 51.316 43,30%
345 kV 10.273 8,67%
440 kV 6.728 5,68%
500 kV 39.521 33,35%
600 KV 7.992 6,74%
750 kV 2.683 2,26%
TOTAL 118.513 100,00%
Fonte: Boletim Mensal – Junho/2014 – Ministério de Minas e Energia
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2.2.3. Comercialização de Energia Elétrica
No Brasil, a comercialização é realizada em dois tipos de mercado: o
Ambiente de Contratação Livre (ACL) e o Ambiente de Contratação Regulada
(ACR). Ambos são registrados na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica
(CCEE), mas somente no ACR o preço é estabelecido em leilão e regulado pela
ANEEL através dos Contratos de Comercialização de Energia Elétrica do Ambiente
regulado (CCEAR).
Além da CCEE, outros órgãos compõem o quadro de agentes
responsáveis pela energia elétrica no país, são eles:
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Conselho Nacional de Política Energética (CNPE). Órgão de
assessoramento do Presidente da República para formulação de políticas
e diretrizes de energia;
Empresa de Pesquisa Energética (EPE). Entidade prestadora de serviços na
área de estudos e pesquisas destinadas a subsidiar o planejamento do
setor energético nacional;
Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). Responsável pela
coordenação e controle da operação da geração e da transmissão de
energia elétrica no Sistema Interligado Nacional (SIN);
Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL). Órgão regulador, vinculado
ao Ministério de Minas e Energia, tem como finalidade proporcionar
condições favoráveis para que o mercado de energia elétrica se
desenvolva com equilíbrio entre os agentes em benefício da sociedade.
Para que um agente de mercado (distribuidor, gerador, comercializador,
consumidor livre ou especial) possa atuar em um dos mercados de energia, ele
precisa fazer parte Sistema Interligado Nacional (SIN), onde todas as transações
são realizadas.
No ambiente regulado existem regras predefinidas que são aplicadas aos
leilões de compra e venda de energia – tais normas não são passíveis de
modificação pelos agentes de mercado, diferentemente do mercado livre, em
que os agentes tem a liberdade de estabelecer os termos do acordo, inclusive
preço e volume.
As geradoras comercializam a maior parte da sua energia produzida para
distribuidoras com contratos, cujos preços são fixados nos leilões e corrigidos
pelas regras estabelecidas nos editais. A outra parte da produção é
comercializada no mercado livre.
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Comparativo entre ambiente livre e regulado
Ambiente Livre Ambiente Regulado
Participantes Geradoras, comercializadoras, consumidores livres e especiais.
Geradoras, distribuidoras e comercializadoras. As comercializadoras podem negociar energia somente nos leilões de energia existente.
Contratação Livre negociação entre os compradores e vendedores.
Realizada por meio de leilões de energia promovidos pela CCEE, sob delegação da ANEEL.
Tipo de Contrato
Acordo livremente estabelecido entre as partes.
Regulado pela ANEEL, denominado Contrato de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado (CCEAR).
Preço Acordado entre comprador e vendedor.
Estabelecido no leilão.
Fonte: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica.
O preço da energia no mercado regulado é diferenciado em função das
características de cada distribuidora, que anualmente apresentam seus custos e
a ANEEL define a tarifa a ser praticada naquela área de concessão.
Evolução do Preço Médio no Mercado Livre
Fonte: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE.
Sudeste/Centro-oeste Sul Nordeste Norte
R$262,54 R$253,79 R$263,42 R$262,37
R$166,64 R$166,89 R$161,13 R$161,11
R$29,46 R$27,91 R$29,12 R$28,83
2013 2012 2011
19
Embora o preço da energia no mercado livre tivesse chegado em 2011 nos
valores entre R$ 27,00 e R$ 30,00, conforme os sub mercados Norte, Nordeste,
Sul e Sudeste/Centro-Oeste, a sua disponibilidade foi sendo reduzida
gradativamente e fez com que, em 2013, o patamar de preços girasse em torno
de R$ 263,00 por MWh, caracterizando uma grande volatilidade do mercado.
2.3. Oferta x Demanda de Energia Elétrica
Esse panorama é reflexo de uma matriz elétrica de origem
predominantemente renovável. Em 2013, as fontes renováveis (hidráulica,
biomassa e eólica) representaram 79,3% da matriz; desses, 70,6% advém das
usinas hidrelétricas. Logo após a hidroeletricidade, as fontes mais participativas
são o gás natural (11,3%) e a biomassa (7,6%).
Matriz Elétrica Brasileira
Fonte: Relatório Síntese – Balanço Energético Nacional - EPE, 2014
Mesmo possuindo relativa diversidade de fontes na matriz energética
nacional, a concentração na hidroelétrica é preocupante, visto a sua
vulnerabilidade ambiental e climática.
A geração de energia elétrica atingiu 570.039 GWh em 2013, resultado
3,2% superior ao de 2012. Tal efeito é consequência do aumento da capacidade
70,60%
11,30%
7,60%
4,40%
2,60% 2,40%1,10%
Geração Total: 609,9 TWh
Hidráulica
Gás Natural
Biomassa
Derivados de Petróleo
Carvão e Derivados
Nuclear
Eólica
20
instalada e geração das unidades térmica e eólica, que cresceram 37,3% e 30,3%,
respectivamente. Por outro lado, houve uma redução de 5,9% da geração de
energia hidráulica, ocasionado pelas condições hidrológicas desfavoráveis,
mesmo com o aumento de 2% da capacidade instalada.
Capacidade Instalada (MW)
Fonte 2013 2012 Δ%
Hidrelétrica 86.018 84.294 2,0%
Térmica* 36.528 32.778 11,4%
Nuclear 1.990 2.007 -0,8%
Eólica 2.207 1.894 16,5%
Outras - - -
TOTAL 126.743 120.973 4,8%
Geração Elétrica (GWh)
Fonte 2013 2012 Δ%
Hidrelétrica 390.992 415.342 -5,9%
Térmica* 145.587 106.058 37,3%
Nuclear 14.640 16.038 -8,7%
Eólica 6.579 5.050 30,3%
Outras 12.241 10.010 22,3%
TOTAL 570.039 552.498 3,2%
Nota: * Inclui biomassa, gás, petróleo e carvão mineral. Fonte: Relatório Síntese – Balanço Energético Nacional - EPE, 2014
Desde 2013, o país vem passando por uma das maiores crises de reservas
hídricas, e, consequentemente, corre risco de racionamento de água e energia
elétrica. Os índices de precipitação nos anos de 2013 e 2014, em todas as regiões,
estão abaixo da média dos anos anteriores.
De acordo com a Secretaria de Energia Elétrica do Ministério de Minas e
Energia, em termos de Energia Natural Afluente1 – ENA bruta – foi verificado o
segundo pior resultado no subsistema Sudeste/Centro-Oeste e o pior no
subsistema Nordeste no histórico de 82 anos. Este resultado se repetiu para os
meses seguintes de 2014, sendo o pior resultado do Nordeste e o 7º pior do
Sudeste/Centro-Oeste no mês de março.
Como grande parte das usinas hidroelétricas brasileiras funcionam a fio
d’água, ou seja, sem reservatório, a crise é acentuada.
1 Energia que pode ser produzida a partir das vazões naturais afluentes aos reservatórios.
21
Outro fator que agrava a crise é o ritmo de crescimento do consumo de
energia elétrica, representando um gargalo infraestrutural para o
desenvolvimento e para a competitividade econômica do país.
Produção x Consumo2 de Energia Elétrica no Brasil, em GWh
Fonte: Anuário de Energia Elétrica da Aneel, 2013.
Comparativo do Consumo e Geração nas Regiões, em GWh
BR/Região
Consumo Geração Saldo
(Geração – Consumo)
2012 2012 2011 % 2012 2011 (%)
Brasil 448.117 433.034 3,50% 552.498 531.758 3,90% 104.381
Norte 29.049 27.777 4,60% 69.906 67.894 3,00% 40.857
Nordeste 75.610 71.914 5,10% 76.412 66.971 14,10% 802
Sudeste 235.237 230.668 2,00% 204.659 181.091 13,00% -30.578
Sul 77.503 74.470 4,10% 127.612 153.932 -17,10% 50.109
Centro-oeste 30.718 28.205 8,90% 73.909 61.870 19,50% 43.191
Fonte: Anuário de Energia Elétrica da Aneel, 2013.
O Governo Federal implementou uma política de expansão do consumo de
energia com o objetivo de garantir seu acesso a uma parcela maior da população.
Essa política impulsionou a elevação de 4,9% no consumo total de energia no país
2 A comparação entre produção e consumo foi feita utilizando como referência o ano base 2012, pois não há dados de consumo, em GWh, para o ano de 2013.
463.120 462.976515.799 531.758 552.498
388.472 384.306415.683 433.034 448.117
2008 2009 2010 2011 2012
Produção Consumo
22
entre os meses de Junho de 2013 a Maio de 2014. Em maio, o consumo total
atingiu 47.620 GWh, apesar do declínio de 4,3% no consumo industrial (o menor
valor registrado nos últimos anos), de acordo com o Boletim do mês de Junho de
Monitoramento do Sistema Elétrico do Ministério de Minas e Energia (2014).
Ainda segundo esta publicação, o consumo residencial da região Nordeste e
Norte foi um forte influenciador dos resultados de crescimento total.
Consumo de Energia Elétrica no Último ano no Brasil
Tipo de Consumo
Consumo médio em 12 meses
Jun/12 - Mai/13 (kWh/NU)
Jun/13 - Mai/14 (kWh/NU)
Evolução
Consumo médio residencial 161 166 3,30%
Consumo médio industrial 26.375 26.218 -0,60%
Consumo médio comercial 1.270 1.317 3,70%
Consumo médio rural 470 489 3,90%
Consumo médio demais classes * 5.303 5.350 0,90%
Consumo médio total 515 518 0,60%
FONTE: Boletim de Monitoramento do Sistema Elétrico, MME, 2014.
Historicamente o Nordeste consome mais energia do que produz, fato que
proporciona uma dependência aos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Norte.
Em 2012 o Nordeste apresentou superávit de 802 GWh, motivada pela crescente
atuação das térmicas, que representaram mais de 50% da energia produzida na
região, segundo o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS).
Entre 2013 e 2014, a região tem sofrido com o prolongamento da seca e a
forte queda nos seus reservatórios para geração de energia elétrica, que
acumulou apenas 18% da capacidade, com Médias de Longo Termo (MLTs) abaixo
das médias históricas.
Em 2014 o Subsistema Nordeste chegou a produzir somente 26% da média
– essa marca ocorreu durante o período chuvoso, quando o subsistema deveria
produzir maiores índices de energia.
23
Produção x Consumo de Energia Elétrica no Nordeste, em GWh
Fonte: Anuário de Energia Elétrica da Aneel, 2013.
FONTE: Boletim de Monitoramento do Sistema Elétrico, MME, 2014
51.261
60.186 61.077 66.971
76.412
65.103 65.24471.197 71.914 75.610
2008 2009 2010 2011 2012
Produção Consumo
Média de Longo Termo (MLT): É a média aritmética das vazões naturais médias, correspondentes
a um mesmo período, verificadas durante a série histórica de observações.
Energia Natural Afluente (ENA): É a energia obtida a partir da ativação das turbinas de usinas
hidrelétricas
24
Tem-se colocado mais potência no sistema, mas a reserva estratégica
(capacidade de armazenagem dos reservatórios dividida pela carga total) vem aos
poucos decrescendo. Nos últimos oito anos, a capacidade de armazenamento
caiu de 6 para 5 meses, significando dizer que se os reservatórios estiverem
completamente cheios, haveria garantia de 5 meses de consumo hidrelétrico.
Uma conclusão básica é que a atuação de outras fontes, principalmente as
térmicas, sendo elas mais caras que as hidrelétricas, e só entrando em operação
pelo critério do mérito econômico, tornam-se insensíveis à perda de acumulação
de água nos reservatórios.
Dessa maneira, cada MW de origem hidráulica foi convocado a gerar mais
energia a cada ano que se passava. Portanto, culpar somente a escassez de chuva
é não enxergar a crise que estava se delineando há muito tempo.
Desta feita, o baixo nível dos reservatórios de água e o constante aumento
do consumo de energia elétrica tem desencadeado o crescimento da geração das
usinas térmicas, fonte complementar à produção das hidrelétricas, contudo,
substancialmente mais caras e poluentes.
25
A partir de setembro de 2012, após a edição da MP 579, que
posteriormente foi transformada na Lei 12.783, a complementação térmica mais
do que dobrou. Assim, o MW térmico não utilizado anteriormente saiu muito
mais caro agora. O “custo do déficit”, um dos parâmetros utilizados para a
formação dos preços no mercado spot de curto prazo, tornou-se assim um custo
muito subjetivo.
Em 2014 a utilização de fontes complementares da base de energia
cresceu quase 10% na comparação com 2013 e, em relação a 2012, aumentou
em 20%. Em resposta, as termoelétricas de gás e carvão elevaram o valor da
energia, o que acarretará em um custo estimado de R$ 60 bilhões até o final de
2014, que será repassado aos consumidores via tarifa ou aos contribuintes, via
impostos, ao longo dos próximos anos.
Os dados publicados pelo Ministério de Minas e Energia apresentados no
gráfico abaixo mostram a diferença de custos marginais com energia elétrica no
ano de 2014 em relação aos anos anteriores.
26
Evolução do Custo Marginal de Operação no Subsistema SUL/SUDESTE
FONTE: Boletim de Monitoramento do Sistema Elétrico, MME, 2014
* Os demais subsistemas do SIN apresentam variações em relação ao Sudeste/Centro-Oeste apenas quando os limites de
intercâmbio são atingidos.
27
Numa relação inversa à geração hidráulica, o custo médio da operação
das térmicas tem relação direta com o aumento da demanda por esse tipo de
fonte, ou seja, quando sua utilização aumenta, há a elevação do custo médio
da operação. Nos últimos meses, percebe-se que o mercado que liquida
energia por um Preço de Liquidação de Diferenças (PLD) opera com grandes
oscilações em um curto período de tempo.
Preço Médio no Mercado Spot (2014)
Fonte: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE.
Preço Médio no Mercado Spot (2014):
Período Janeiro a Julho de 2014
Mês Sudeste/
Centro-oeste Sul Nordeste Norte
Média R$ 665,55 R$ 623,39 R$ 630,46 R$ 499,13
Fonte: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE.
R$0,00
R$100,00
R$200,00
R$300,00
R$400,00
R$500,00
R$600,00
R$700,00
R$800,00
R$900,00
jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14
jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14
Sudeste/Centro Oeste R$592,54 R$412,65 R$806,97 R$822,83 R$822,83 R$822,83 R$378,22
Sul R$503,10 R$206,99 R$806,97 R$822,83 R$822,83 R$822,83 R$378,22
Nordeste R$592,54 R$412,60 R$772,21 R$744,28 R$756,37 R$755,90 R$379,35
Norte R$592,54 R$412,60 R$334,59 R$640,73 R$696,21 R$452,44 R$364,80
28
Os valores que regem a comercialização são calculados de cima para
baixo por um programa que foi desenhado para a operação do sistema e não
para definição de preços. O efeito final é que houve uso excessivo dos
reservatórios porque não houve planejamento e estratégia de segurança, com
previsão de que a capacidade de armazenamento de água no Brasil
corresponderá a apenas 100 dias em 2021.
Alguns especialistas defendem a construção de novos reservatórios. Até
agora, somente cerca de 30% dos potenciais hidráulicos foram aproveitados,
mas 80% desses remanescentes encontram-se na Amazônia, com grandes
implicações ambientais, sítios arqueológicos, destruição da fauna e da flora,
terras indígenas e alagamento de terras agricultáveis. Mesmo que a ampliação
fosse possível nesse contexto, para voltar a situação dos 8 anos atrás seria
necessário aumentar em 120% a capacidade de acumulação.
Outros sistemas têm sido estimulados nos últimos anos pelo Governo
Federal para complementar o regime hidráulico em determinadas situações:
Energia eólica: não são substitutos eficientes por inexistirem
ventos constantes ao longo do tempo;
Energia solar não é disponibilizada no período noturno ou até
mesmo quando chove, e a utilização de baterias inviabiliza ainda
mais a modicidade tarifária;
Termoelétrica a base de biomassa da cana-de-açúcar: não pode
ser considerada uma energia de base por só produzir bagaço no
período dos 6 meses de safra, mesmo com o uso das pontas e
palhas.
Como energia de base, resta então a nuclear, o gás natural, o carvão
mineral e, como uma alternativa mais adequada aos princípios de
desenvolvimento socioambiental, as florestas energéticas, como por exemplo,
a de eucalipto.
29
Portanto, é essencial que as térmicas estejam na base (usinas que
possam operar as 24 horas do dia, os 30 dias do mês e os 12 meses do ano,
parando apenas para manutenção programada) tanto para garantir a oferta de
energia elétrica, quanto para poupar a escassa água armazenada.
É importante destacar que as novas fontes de energia que vêm sendo
pesquisadas surgem em um cenário em que o modelo de leilão de energia
favorece as fontes que já passaram pela curva de aprendizado e reduziram
seus custos por meio do tempo em que estão em atividade.
Embora o PROINFA tenha desempenhado papel relevante no sentido
de abrir as portas para a entrada de fontes renováveis que até então não eram
utilizadas, o modelo atual de leilões não atrai pesquisadores e empresas a
investir em novas fontes, pois o período de superação da curva de
aprendizado, que todas as novas tecnologias possuem, não é previsto pelo
sistema, o que as torna não competitivas, frente às mais tradicionais.
30
Energia Contratada X Garantia Física
Fonte: CCEE <www.ccee.org.br>
31
Estratificação das entregas realizadas por cada fonte
HIDRÁULICA
PREVISTA - HIDRÁULICA
EÓLICA
PREVISÃO-EÓLICA
TÉRMICA A BIOMASSA
PREVISÃO -TÉRMICA A BIOMASSA
32
Nesse cenário de crise, a indústria está sendo particularmente afetada. De
acordo com levantamento da Federação das Indústrias do Estado do Rio de
Janeiro (FIRJAN), estima-se que até dezembro de 2014, a tarifa da energia para
indústria esteja 30% mais alta que em janeiro de 2013, e que ao fim de 2015 esse
aumento chegue a 60%.
No início do ano, a agência de classificação de risco Standard & Poor’s
rebaixou a nota de grau de investimento do Brasil para a menor possível, e uma
das principais razões para tal, segundo Ratings Soberanos, diretor da agência, é a
dificuldade do governo em administrar as questões específicas do preço da
energia (geração + transmissão + distribuição) e reduzir a pesada carga tributária
que compõe o preço final ao consumidor. Em função dessa equação, muitas
empresas, no intuito de assegurar o seu abastecimento de energia, decidem
negociar no mercado livre e até mesmo produzirem sua própria energia na
condição de autoprodutores.
2.3.1. Energia no Estado de Alagoas
Em Alagoas, a geração de energia correspondeu a 3,5% do total nacional
em 2012 e representou cerca 0,1% do consumo do país. Ainda que existam
variações na produção dos últimos cinco anos, a geração local é pelo menos 4
vezes maior que o consumo, chegando, em 2009, a quase 5 vezes o consumo.
Produção x Consumo de Energia Elétrica em Alagoas - GWh
Fonte: Anuário de Energia Elétrica da Aneel, 2013.
15.505
18.80317.065
18.747 19.325
3.908 3.782 4.005 3.882 4.447
2008 2009 2010 2011 2012
Produção Consumo
33
A baixa demanda pode ser atribuída a diversos fatores, dentre eles citamos
os mais preponderantes:
Baixo número de habitantes;
Baixo índice de desenvolvimento econômico – a quantidade de
indústrias interfere diretamente no consumo energético;
As indústrias mais antigas, usinas de açúcar, são autossuficientes;
Algumas das novas indústrias utilizam gás natural;
Situação social da população – os índices de pobreza apontam para
um baixo consumo.
No Estado de Alagoas, 81,77% da produção de energia primária é de
origem renovável. Os derivados da cana-de-açúcar correspondem a 45,34% da
produção estadual. Em relação ao consumo, as fontes limpas participam com
68,86% do total, desses, 50,19% tem como fonte o bagaço de cana.
Produção de Energia Primária e Consumo de Energia por Fonte
Alagoas, 2012
Fonte: Balanço Energético do Estado de Alagoas, 2013
37,48%
36,24%12,67%
5,56%
4,69%
3,17%
0,19%
Produção
Bagaço de Cana Energia Hidráulica
Gás Natural Petróleo
Melaço de Cana Caldo de Cana
Lenha
50,19%
25,34%
14,77%
5,80%
2,28%
1,62%
Consumo
Bagaço de Cana Derivados de Petróleo
Energia Hidráulica Gás Natural
Álcool Lenha
34
Grande parte do consumo é industrial, que utiliza 63% da energia
ofertada em Alagoas. Após a indústria, o setor energético é o segundo maior
consumidor, respondendo por 32% do uso. Os demais setores – comercial,
agropecuário, transportes e residencial – utilizam, combinados, somente 5% da
energia no Estado.
Destino da Produção de Energia - Alagoas - 2012
Fonte: Balanço Energético do Estado de Alagoas, 2013.
Conforme apresentado, Alagoas é um estado gerador de energia limpa,
tanto hidráulica, quanto da biomassa da cana. Como forma alternativa
energética, visto que o bagaço da cana está sendo utilizado para produção de
etanol de segunda geração, avalia-se a viabilidade do uso de eucalipto como
matéria-prima para termoelétricas de alto desempenho econômico, social e
ambiental.
A seguir, serão apresentados a discussão da biomassa como fonte
eficiente de energia.
3. Biomassa como Fonte de Energia
Como fontes renováveis de biomassa podemos citar: lenha, cana de açúcar
(bagaço, pontas e palhas, álcool), carvão vegetal, resíduos vegetais, sisal, biogás,
63%
32%
2% 2%1% 0%
Industrial
Setor Energético
Transportes
Setor Residencial
Agropecuário
Setor Comercial
35
casca de arroz. Ao longo dos últimos anos, o Brasil vem desenvolvendo
tecnologias para a utilização da biomassa como fonte geradora de energia e de
empregos.
Os países desenvolvidos já percebem o uso da biomassa como negócio
rentável e indispensável para o presente. Segundo o relatório publicado pelo
International Institute for Environment and Development (IIED), as nações já
tiram proveito dos combustíveis de biomassa para avançar rumo às economias
verdes. A bioenergia é responsável por aproximadamente 13% do consumo
energético mundial. A Dinamarca, por exemplo, planeja duplicar a utilização de
biomassa para se tornar neutra em carbono até 2050.
Além de capacitação tecnológica elevada para a exploração dos recursos
florestais, o Brasil possui condições geográficas, climáticas e biológicas
excepcionais, revelando ser uma potência no ramo agrícola. Essa é uma condição
fundamental para que a oportunidade de geração de energia elétrica, através da
biomassa, se desenvolva. No entanto, é preciso que as possiblidades sejam
exploradas de forma a obter os melhores resultados, e nesse sentido, o Brasil tem
muito a contribuir. Segundo o Ministério da Agricultura, o país possui uma matriz
energética com 41% de fontes renováveis, num mundo que só utiliza 13%.
Assim, a exploração de recursos renováveis se torna a alternativa mais
duradoura em relação aos seus impactos ambientais, econômicos e sociais.
36
Competitividade entre as Fontes Primárias para Produção de Energia
Como um dos principais produtos agrícolas mundiais, o Brasil já utiliza a
cana-de-açúcar como biomassa energética. Usa-se o bagaço, pontas e palhas da
cana como combustível para a geração de energia elétrica em turbinas a vapor,
porém esses subprodutos se transformaram em matéria-prima para a produção
de etanol de segunda geração. Além da produção natural do etanol, existe a
possibilidade de utilizar as fibras da cana para geração de mais etanol. A primeira
planta industrial do país é a Granbio e está instalada em São Miguel dos Campos,
em Alagoas. Portanto, a tendência do bagaço da cana é ser direcionado para esse
processo de maior valor agregado.
No que diz respeito à madeira enquanto biomassa, a lenha tem grande
destaque na Matriz Energética, especialmente o eucalipto. Porém, a produção de
energia por meio de sua combustão ainda é uma parcela ínfima em relação à
produção de biomassa nacional. Sua esfera de aplicação atende desde a indústria
moveleira, que utiliza seus troncos, passando pela fabricação de papel com a
extração da celulose, até fins energéticos, por meio da combustão.
80 180 280 380 480 580 680 780
ÓLEO DIESEL
ÓLEO COMBUSTIVEL
GÁS NATURAL
EÓLICA
NUCLEAR
CARVÃO MINERAL
BIOMASSA
HIDROELETRICIDADE
R$/MWh
37
O eucalipto como fonte de
energia tem sido apoiado e
pesquisado em diferentes
instituições ao redor do mundo.
Ainda em 2013 a União Europeia
passou a incentivar um projeto que
objetiva analisar os benefícios do
eucalipto na produção de energia, assim como a sua superioridade em relação às
outras fontes em aspectos ambientais como redução da emissão de gás
carbônico, possibilitando o Crédito de Carbono3 – tanto pelo seu plantio, quanto
pela reduzida emissão de CO2 na produção energética.
De acordo com a Embrapa (2005), cada hectare de plantação de
eucalipto, com a planta acima do solo, fixa 10 toneladas de carbono por ano. Para
uma área cultivada de aproximadamente 10.000 hectares, tem-se a captura de
100.000 toneladas de CO2, o que gera a 100.000 Créditos anuais. Uma vez
certificados, os produtores vendem seus Créditos de Carbono no mercado. Os
compradores são geralmente empresas ou países desenvolvidos que precisam
alcançar metas de redução. O valor do Crédito no último ano girou em torno de
5,63 Euros, portanto, um cultivo de 10.000 hectares gera, aproximadamente,
R$1.717.150,00 (um milhão, setecentos e dezessete mil, cento e cinquenta reais)
anuais (considerando o valor do Euro a R$3,054).
Além dessa questão ambiental, vale destacar como vantagens do
eucalipto:
3 Criados em 1997 por meio do Protocolo de Quito, e postos em prática em 2014, após a
assinatura da Rússia, os Créditos de Carbono são certificados entregues pelo órgão competente de cada
país – no caso do Brasil, Comissão Interministerial de Mudança Global do Clima – que comprova a redução
ou captura gases que causam efeito estufa (principalmente o Dióxido de Carbono, ou CO2) da atmosfera.
A cada tonelada de CO2 capturada, o projeto recebe um crédito de carbono.
4 Valor do câmbio do dia 08 de outubro de 2014
Figura 1: Foto floresta de eucalipto da Empresa Suzano em São Paulo.
38
Planta se adapta aos mais variados tipos de solo;
Apresenta quantidade significativamente maior de açúcares
fermentáveis que a cana-de-açúcar, representando uma maior
combustão;
Cultivo ideal para áreas abandonadas de encostas, a exemplo do
plantio canavieiro;
Absorção de mão de obra em áreas de depressão econômica;
Possibilidade de consórcio com outras culturas, otimizando as áreas
de plantio e aumentando a rentabilidade do plantador;
Segurança no fornecimento da fonte energética, mediante
planejamento dos ciclos de plantio, poderá produzir o ano todo,
possibilitando que a termoelétrica tenha capacidade de geração
continuada de energia;
Ampliação e qualidade no fornecimento de energia elétrica;
Portanto, o cultivo do eucalipto como fonte energética é uma estratégia de
cunho estadual, regional e nacional, devendo ser incluída na definição das
políticas, diretrizes e no planejamento energético do país.
39
4. Eucalipto em Alagoas e a problemática socioeconômica
agrícola
Estima-se que o Brasil tenha a metade da produção mundial de eucalipto.
De modo particular, em Alagoas, a eucaliptocultura vem sendo implantada há seis
anos e o Estado demonstra grande potencial para ser um excelente produtor e
desenvolvedor de tecnologia voltada à geração elétrica.
Alagoas é o segundo menor estado do Brasil, abrangendo somente 0,33%
do território nacional. No entanto, é o sexto de maior em extensão de terras
destinadas à cana-de-açúcar (CONAB, 2014), sendo o maior produtor de cana-de-
açúcar do Nordeste, com destaque no ranking nacional.
Cidades com Plantação de Cana de Açúcar em Alagoas
Atualmente, a cana é voltada majoritariamente para produção de açúcar
e álcool e ocupa cerca de 16,05% da área do Estado. O bagaço da cana apresenta
valorização e está com cotação em alta para utilização na geração de etanol de
segunda geração.
Fonte: Sindaçúcar <http://www.sindacucar-al.com.br/area-canavieira/>
40
Uma das principais mudanças ocorridas nos últimos anos para o setor
canavieiro foi a redução das queimadas e a mecanização para ganhos competitivos
e cumprimento gradual da legislação ambiental. Essa realidade impactou,
diretamente, o mercado de trabalho. Já que uma colheitadeira moderna substitui
até 100 trabalhadores no corte de cana. Além disso, foi limitada a área para
mecanização, pois ela só pode ser realizada em terrenos com declividade até 12%.
Essa evolução agroindustrial apresenta como externalidade positiva os
aspectos ambientais e econômicos, porém como externalidade negativa o fator
social. Essas áreas de encostas estão sendo abandonadas e já apresentam séria
depressão econômica e, consequentemente, a redução dos postos de trabalho,
que tem como perfil o baixo nível de escolaridade e ausência de qualificação, o
que dificuldades o reenquadramento no mercado de trabalho.
O estudo “Análise Socioeconômica do Município de Coruripe e Entorno,
realizado pela Federação das Indústrias do Estado de Alagoas (FIEA) estima uma
queda drástica no número de empregos gerados nos próximos 10 anos no setor
sucroalcooleiro na área analisada (Coruripe, São Miguel do Campos, Teotonio
Vilela e Penedo). De 23.900 postos de trabalho no campo, em 2009, para 9.500
em 2020. Este efeito já começou a ser sentido no ano de 2010, em que houve
redução de 0,81% no emprego neste setor nas cidades supracitadas, enquanto a
média geral alagoana apresentou crescimento de 4,96%. Entre 2008 até 2013, a
queda foi de 6% nos postos de emprego, com pico negativo de -21% na cidade de
São Miguel dos Campos.
Mediante as adversidades encontradas pelos produtores de cana nos
últimos anos, o eucalipto surge como alternativa economicamente viável, tanto
para absorção de mão-de-obra, como para a otimização da área e diversificação
do plantio.
Estima-se que exista cerca de 100.000 hectares propícios para plantação de
eucalipto em Alagoas. Esse potencial já foi percebido por investidores, que têm
41
visitado o Estado juntamente com técnicos e pesquisadores especialistas no
plantio.
Vale destacar que a Federação das Indústrias do Estado de Alagoas contratou
a empresa CLONAR, da Universidade de Viçosa, para desenvolver pesquisa
genética de adaptação de espécies de eucalipto, de forma a orientar técnicas sobre
a otimização desta espécie florestal no Estado. Os estudos foram realizados em
sete áreas experimentais: Batalha, Cajueiro, Igreja Nova, Maceió, Passo do
Camaragibe, Rio Largo e Teotônio Vilela.
Depois dos testes de adaptabilidade de 10 espécies quanto às questões
climáticas e geográficas nas áreas experimentais, quatro delas mostraram
produções excelentes, acima da média nacional. Áreas de receptividade:
Áreas de Experimentos: Projeto FIEA
Fonte:FIEA.
42
Áreas de Maior Receptividade: Projeto FIEA
Fonte:FIEA.
Enquanto o Brasil produz, em média, 35m³ por hectare, Alagoas tem uma
capacidade produtiva acima de 45m³. Atualmente, são plantadas 2 espécies:
eucalipto urograndis e eucalipto urofilus, desenvolvidas após várias pesquisas de
melhoramento genético. Essas mudas são clonadas e os estudos revelam que elas
são mais resistentes às doenças, pragas e adversidades climáticas.
Em 2008, havia uma área de apenas 500 hectares plantada. Após o início
das pesquisas, este número subiu para 2.700 hectares em 2010 e para 4000
hectares em 2011. Entre 2012 e 2014, houve um progresso apreciável de 3.600
novos hectares, totalizando atualmente 7.620 hectares plantados em todo
território alagoano.
43
Evolução do plantio do eucalipto no Estado (em hectares)
FONTE: Antônio Fidelis (Consultor SEBRAE)
As condições naturais, os edafos climáticos, são ideais para o cultivo da
floresta. A localização geográfica de Alagoas, próximo às regiões Norte e Centro-
Oeste, favorece substancialmente o transporte, que também conta com o Porto
para as exportações em direção à Europa.
Como a planta tem capacidade para produzir diferentes produtos finais
além da energia (móveis e construção civil preponderantemente), a
eucaliptocultura que está sendo implantada em Alagoas envolve a sociedade de
forma integrada, proporcionando geração de emprego e renda.
Fomentará, ainda, a pesquisa e o desenvolvimento de novas tecnologias,
que podem colocar um Estado historicamente atrasado, com dificuldades sociais
avassaladoras, no mapa da inovação em tecnologia energética a partir de fontes
renováveis.
Para isso, é necessário que a iniciativa privada seja parte integrante e
ativa dessa cadeia produtiva, fomentando a competitividade e a produção local
e, consequentemente, gerando os resultados que a sociedade alagoana
necessita. Similarmente ao que ocorreu anteriormente no Brasil com a cana-de-
açúcar, é indispensável atrair cada vez mais investidores para uma nova forma
produtiva, fomentando o mercado a dar passos largos no sentido da
modernidade e inovação.
500
2700
4000
7620
2008 2010 2012 2014
44
Como o mercado livre de energia ainda possui oscilações muito drásticas,
e o sistema regulado não favorece a entrada de novas tecnologias, ainda em
ascensão, é indispensável o incentivo da esfera pública federal para que mais
organizações de pesquisa e produção se instalem no Estado.
Ao entender que o Estado de Alagoas, precisa ser inserido no rumo da
inclusão produtiva, ao passo que o País urge por novas fontes de energia, com
capacidade de serem opções seguras àquelas que se possui hoje, a biomassa do
Eucalipto nasce como uma alternativa plausível, próspera e que converge com o
plano de expansão e diversificação das fontes alternativas de energia.
Para tanto, é necessário fazer alterações nas regras dos leilões para o
sistema regulado, hoje voltado somente à compra de energia com o preço mais
baixo possível, sem considerar que a segurança do sistema tem um preço e a
necessidade de mais térmicas trabalhando na base.
45
5. Viabilidade da Implantação de uma Termoelétrica via
biomassa de Eucalipto
5.1. Processo produtivo de uma Termoelétrica
A transformação do eucalipto em energia é realizada em termoelétricas,
que utilizam como tecnologia de produção o ciclo Ranking de potência, baseado
na queima da biomassa para geração de energia.
A planta industrial é dividida em 4 processos automatizados e contínuos,
composto por sete equipamentos principais que atuam, de forma interligada por
tubos e conexões.
O processo se inicia com a queima do eucalipto na caldeira, que, ao ser
incinerado, aquecerá a água contida na caldeira, gerando vapor d’água de alta
pressão e temperatura, sendo enviado por tubulação a uma turbina interligada a
um gerador, que, consequentemente gerará força de trabalho que produzirá
energia elétrica.
A energia elétrica, no primeiro momento, será destinada para a
alimentação da planta industrial, sendo seu excedente enviado para linhas de
transmissão aos consumidores finais.
Incineração
CaldeiraGeração de Energia
Turbina a VaporTratamento
GeradorDistribuição
Condensador
Torre de Resfriação
Desareador
46
Vale destacar que o vapor d’água gerado no processo de incineração, após
sua passagem pela turbina, é destinado ao condensador, para transformar o
vapor em água refrigerada, a temperatura ambiente, pelas torres de refrigeração.
Após sua condensação, a água é destinada ao desaerador para eliminação das
substancias nocivas ao meio ambiente, geradas na combustão, para
reaproveitamento da água no processo produtivo.
47
G1
CCM
TURBINA A VAPORCiclo térmico de dois estágios,
aquecedor casco-tubo e desaerador térmico
CONDENSADOR0,12 bar
CALDEIRA
TORRE DE REFRIGERAÇÃO
VAI PARA O DESAERADOR
GERADOR13,8 kV
100%120,0 MW
37,32 ton/h2.765 kcal/kg
298.589 ton/ano67 kgf/cm²;520ºC
13%15,6 MW
IRRADIAÇÃO INCOMBUSTOS
CHAMINÉ
MANCAIS EBOMBA DE
ÓLEO
34,51MW
28,06%33,67 MW
1,108 ton/MWh
30,24 MW
0,7%0,84MW
2,86%3,43 MW
0,2%0,24 MW
CCEE
MEDIÇÃO
1,244 ton/MWh25.0%
30 MW
104,40 MW
58,14%69,77 MW
CONSUMO INTERNO C/PICAGEM (PARASITAS)
0,1%0,12 MW
48
5.2. Premissas Financeiras e Econômicas
No tópico, apresentam-se as premissas utilizadas para análise de
viabilidade econômica e financeira da implantação de uma termoelétrica com
uso de biomassa de eucalipto. Essas premissas se referem à: receitas, custos,
despesas, impostos e investimentos.
5.2.1. Produção e Venda
Produto: Energia Elétrica
Potência da termoelétrica: 33 MW
Para obter uma potência exportada de 30MW, a central termoelétrica
deverá ser de 33MW, uma vez que 3MW, correspondente a 9% do total,
representa o consumo de energia da própria planta, denominado como
parasita.
Horas de Operação: Considerando 24 horas/dia nos 365 dias do ano,
são 8.760 horas. Dessas são deduzidas 760 horas/ano de parada para
manutenção. Assim, serão 8.000 horas de operação.
Capacidade Instalada de geração de energia da unidade: 264.000
MWh (8.000 horas x 33MW)
Capacidade de geração de energia para venda: 240.000 MWh (8.000
horas x 30MW)
Preço Médio por MWh: simulação de preços para análise de viabilidade
da unidade industrial, considerando três cenários.
a. R$ 133,99 - preço médio praticado no 18º leilão de energia nova,
realizado em 13/12/2013, de biomassa. Considerando assim, o
âmbito dos Leilões de Energia do Mercado Regulado;
b. R$ 250,00 - preço mínimo para viabilizar a implantação.
49
c. R$ 273 – preço que proporcionara taxa de retorno de 15%
(outubro/2014);
5.2.2. Impostos Incidentes sobre a Atividade
Partindo do pressuposto de que o faturamento bruto do
empreendimento estará abaixo de R$ 78 milhões, a legislação possibilita ao
empreendimento, no caso da central termoelétrica, adotar tanto regime de
lucro real como lucro presumido.
Entre os aspectos analisados está o comparativo entre regimes de lucro
real e presumido, com destaque no ganho competitivo.
Tributos Federais:
Segue as alíquotas dos tributos federais conforme o regime tributário.
Lucro Real Lucro Presumido
a. PIS: 1,65% b. COFINS: 7,6% c. CSLL: 9% d. IR: 25%
a. PIS: 0,65% b. COFINS: 3% c. CSLL: 9% d. IR: 25%
Tributos Estaduais:
a) ICMS: 25%
Ademais, vale destacar que empresas geradoras de energia elétrica a
partir de fontes renováveis que comercializam energia em mercado regulado
são isentas dos tributos federais, PIS e COFINS; e do tributo estadual, ICMS.
As empresas de geração não pagam ICMS na venda de energia. O ICMS
é cobrado no destino, ou seja, percentual sobre o consumo da eletricidade que
utilizamos como consumidores.
50
Em relação ao PIS/COFINS, é apresentado na Lei 11.488, de 15 de junho
de 2007, que criou o REIDI – Regime Especial de Incentivos para o
Desenvolvimento da Infraestrutura e suas alterações pelas leis:
Lei n° 11.727, de 23 de junho de 2008;
Lei n° 11.933, de 28 de abril de 2009;
Lei n° 12.249, de 11 de junho de 2010;
Lei n° 12.995, de 18 de junho de 2014; e
Medida Provisória n° 651, ainda no Congresso para ser transformada
em lei.
5.2.3. Custos Operacionais
Os custos operacionais foram especificados considerando o tamanho da
unidade, ou seja, os custos para uma termoelétrica de 33 MW de potência.
Custos Fixos
O total do custo fixo é R$ 2.796.973,60 (dois milhões, setecentos e
noventa e seis mil, novecentos e setenta e três reais e sessenta centavos) por
ano. Em MWh gerado, esse custo é de R$ 9,84 (nove reais e oitenta e quatro
centavos). Desse total, 68% são custos com mão-de-obra, incluindo os
encargos, 25% são gastos com manutenção, e 7% gastos com seguro.
51
a. Mão-de-obra de Operação e Encargos:
Especificação Valor (R$)
Mão-de-obra R$ 909.600,00/ano
Encargos (109,1%) R$ 992.373,60/ano
Total R$ 1.901.973,60/ano
b. Manutenção
Especificação Valor (R$)
Caldeira R$ 325.000,00/ano
Turboredutor R$ 120.000,00/ano
Gerador R$ 60.000,00/ano
SE-69KV R$ 90.000,00/ano
Outros R$ 100.000,00/ano
Total R$ 695.000,00/ano
c. Seguros: considerado R$ 200.000,00 por ano.
Custos Variáveis
a. Matéria-prima (biomassa) - Eucaliptocultura
Para analisar a viabilidade de uma
central termoelétrica utilizando eucalipto
como fonte de biomassa, o primeiro passo
é entender como funciona e quais os
custos da cultura, que compreende o
plantio, colheita e transporte.
O custo do plantio, distribuídos nos
primeiros 5 anos, é composto por: preparo do solo, mudas, plantio, tratos
52
culturais, insumos (herbicida, inseticida, fungicida, formicida e fertilizantes),
além da mão-de-obra envolvida nesse processo.
Nos anos de manutenção são
realizados os tratos culturais (limpa,
herbicida, formicida e adubação), e
apenas no 6º ano acontece a colheita e o
transporte da madeira.
O custo por hectare, considerando
do plantio até o transporte, é de R$
17.547,69, considerando capitalização e o arrendamento da terra.
Discriminação R$/ha
Implantação R$ 4.235,03
Manutenção II ano R$ 1.433,81
Manutenção III ano R$ 818,22
Manutenção IV ano R$ 818,22
Manutenção V ano R$ 818,22
Colheita e Transporte R$ 4.773,06
Capitalização R$ 4.651,14
Total Geral /ha R$ 17.547,69
De acordo com especificações técnicas para esse estudo, a madeira
utilizada para energia terá 35% de umidade. Considera-se que uma
termoelétrica com potência de 33 MW necessitará de 37,32 toneladas por
hora de madeira, 298.589 toneladas por ano. Assim, para atender essa unidade
é necessária área disponível de 11.151 hectares, com 5% de perda devido às
estradas.
53
Biomassa Eucalipto
Área necessária para reflorestamento
11.151 hectares
= 298.589 ton/ano ÷ 168,75 ton/ha = aproximadamente, 1.770 hectares.
= 1.770 x 6 anos = 10.620 ha x 1,05 = 11.151 ha
Produtividade em metros cúbicos (m³/ano)
45 m³/ano
Fator de Conversão (ton/m³)
0,75 ton/m³
Tempo para 1º corte 5 anos
Produtividade em peso nos 5 anos
168,75 ton/ha 45 m³ há/ano x 0,75 = 33,75 ton/ha
=33,75 x 5 anos = 168,75 ton /ha
Disponibilidade Biomassa por ano
298.589 ton/ano = 37,32 ton/h x 8000 horas/ano =298.589
ton/ano
Preço da Biomassa por tonelada
R$ 103,99 (FOB USINA)
Considerando um raio de 20 km de distância entre a floresta e a unidade industrial.
b. Manejo do combustível:
O custo de estocar e manusear, no pátio da unidade, a biomassa que
será queimada na caldeira, que é cerca de R$ 1.320.000,00 por ano ou R$ 5,00
por MWh.
c. Tratamento água:
Os gastos com produtos químicos destinados ao tratamento da água, é
em torno de R$ 528.000,00/ano, R$ 2,00 por MWh.
d. Energia Elétrica:
A central termoelétrica gerará a sua própria energia que utilizará no
processo produtivo, equivalente a 3MW da potência total que são consumidos
pela própria unidade, como mencionado anteriormente.
54
Outros Custos Operacionais – Taxas
a. Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição - TUSD
Conforme Resolução Normativa nº 77/04, da ANEEL (Agência Nacional
de Energia Elétrica) os empreendimentos de geração de energia incentivada,
como é o caso de Unidade Termoelétrica de biomassa, farão jus ao percentual
de redução de 50%, a ser aplicado às tarifas de uso dos sistemas elétricos de
transmissão e de distribuição.
Nesse trabalho, utilizar-se-á a taxa de R$ 7,76 por KW. Considerando o
desconto tem-se um custo anual de R$ 1.396.800,00 (7,76 x 0,5 x 30.000 KW x
12).
b. Custos de Conexão ao Sistema de Distribuição (CCD):
Considerado R$ 48.000,00 por ano.
c. Taxa de Fiscalização da ANEEL:
Considerado R$ 64.020,00 por ano (R$ 1,94 por KW instalado x 33.000
kw).
Taxa Valor (R$)
TUSD R$ 1.396.800,00
CCD R$ 48.000,00
Fiscalização ANEEL R$ 64.020,00
Total em R$/ano R$ 1.508.820,00
Total por MWh R$ 5,72
55
5.2.4. Investimento
O montante de investimentos é composto, basicamente, pela
infraestrutura da usina e equipamentos, tais como: turbinas, motores a
combustão, gerador, caldeira, equipamentos auxiliares (transformadores,
disjuntores, proteção) e outros.
Conforme informações técnicas, o investimento necessário para
implantação de uma termoelétrica com potência de 30MW é de R$
105.000.000,00 (cento e cinco milhões de reais), distribuídos conforme quadro
a seguir.
Especificação Valor em R$
Construção Civil R$ 7.500.000,00
Máquinas e Equipamentos R$ 63.600.000,00
Instalações R$ 29.600.000,00
Outros (Móveis, veículos e diversos) R$ 4.300.000,00
TOTAL R$ 105.000.000,00
Segue as premissas de financiamento utilizada na análise de cenário, foi
considerado linha de crédito do BNDES.
Recursos Próprios: 20%
Recursos de Terceiros: 80%
Prazo: 16 anos
Carência: Até seis meses após a entrada do projeto em operação comercial.
Custo Financeiro: TJLP. 5% a.a.
Remuneração básico do BNDES: A partir de 1,0% ao ano (a.a.)
Taxa de Risco de Crédito: Até 2,87% a.a., conforme o risco de crédito do cliente.
Sistema de Amortização: SAC
56
A seguir será apresentada a tabela do financiamento baseada nas
premissas apresentadas, para a captação de R$ 105 milhões.
Despesas de Financiamento de Longo Prazo
ANO SALDO DEVEDOR AMORTIZAÇÃO JUROS (9,5%a.a) PRESTAÇÃO
0 R$ 84.000.000,00 - - -
1 R$ 84.000.000,00 - R$ 7.450.800,00 R$ 7.450.800,00
2 R$ 78.400.000,00 R$ 5.600.000,00 R$ 7.450.800,00 R$ 13.050.800,00
3 R$ 72.800.000,00 R$ 5.600.000,00 R$ 6.954.080,00 R$ 12.554.080,00
4 R$ 67.200.000,00 R$ 5.600.000,00 R$ 6.457.360,00 R$ 12.057.360,00
5 R$ 61.600.000,00 R$ 5.600.000,00 R$ 5.960.640,00 R$ 11.560.640,00
6 R$ 56.000.000,00 R$ 5.600.000,00 R$ 5.463.920,00 R$ 11.063.920,00
7 R$ 50.400.000,00 R$ 5.600.000,00 R$ 4.967.200,00 R$ 10.567.200,00
8 R$ 44.800.000,00 R$ 5.600.000,00 R$ 4.470.480,00 R$ 10.070.480,00
9 R$ 39.200.000,00 R$ 5.600.000,00 R$ 3.973.760,00 R$ 9.573.760,00
10 R$ 33.600.000,00 R$ 5.600.000,00 R$ 3.477.040,00 R$ 9.077.040,00
11 R$ 28.000.000,00 R$ 5.600.000,00 R$ 2.980.320,00 R$ 8.580.320,00
12 R$ 22.400.000,00 R$ 5.600.000,00 R$ 2.483.600,00 R$ 8.083.600,00
13 R$ 16.800.000,00 R$ 5.600.000,00 R$ 1.986.880,00 R$ 7.586.880,00
14 R$ 11.200.000,00 R$ 5.600.000,00 R$ 1.490.160,00 R$ 7.090.160,00
15 R$ 5.600.000,00 R$ 5.600.000,00 R$ 993.440,00 R$ 6.593.440,00
16 - R$ 5.600.000,00 R$ 496.720,00 R$ 6.096.720,00
TOTAL R$ 84.000.000,00 R$ 67.057.200,00 R$ 151.057.200,00
5.3. Análise Econômico-Financeira
Para análise foram construídos três cenários diferenciados pelo preço
de venda adotado. Apresentando os impactos no fluxo de caixa e nos
indicadores de viabilidade da implantação da unidade industrial.
Nas projeções considerou-se um período de 20 anos que a unidade
industrial produzirá 100% da sua capacidade instalada. Sendo assim, os custos
seriam constantes nesse período, cerca de R$ 139,77 por MWh, e a análise se
57
dará via preço de venda. Nessa análise, avalia-se como se o preço fosse
acordado em mercado regulado, ou seja, preço constante no período
estudado.
As simulações foram feitas sobe o questionamento de qual preço
viabilizaria a unidade termoelétrica, considerando as premissas já colocadas.
Diante disso, segue os preços aplicados nos cenários:
Cenário 1: considerado preço médio registrado no 18º leilão de energia
nova, cotado em R$ 133,99 MW/h, em 31/12/2013.
Cenário 2: considerado o preço mínimo para viabilizar economicamente
e financeiramente a implantação da termoelétrica, conforme as
projeções esse valor será de R$ 256,00 MW/h.
Cenário 3: considerado o preço de R$ 273,00 por MW/h, que garante
uma TIR de pelo menos mínimo 15 %, retorno médio esperado pelo
mercado.
Além disso, nos três cenários serão confrontados o impacto da escolha
do regime tributário e verificar qual o menos dispendioso e,
consequentemente, mais competitivo para essa unidade industrial.
58
Projeção de Vendas
Capacidade Instalada
Capacidade Efetiva
Preço (R$) Faturamento (RS)
ANO 1 ANO 2 ANO 3 ANO 4 ANO 5 ao 20
264.000
MWh
240.000
MWh
R$ 133,99 R$ 32.157.600,00 R$ 32.157.600,00 R$ 32.157.600,00 R$ 32.157.600,00 R$ 32.157.600,00
R$ 256,00 R$ 61.440.000,00 R$ 61.440.000,00 R$ 61.440.000,00 R$ 61.440.000,00 R$ 61.440.000,00
R$ 273,00 R$ 65.520.000,00 R$ 65.520.000,00 R$ 65.520.000,00 R$ 65.520.000,00 R$ 65.520.000,00
Projeção de Custos (R$)
Centro de Custo ANO 1 ANO2 ANO 3 ANO 4 ANO 5
Custos Fixos 2.796.973,60 2.796.973,60 2.796.973,60 2.796.973,60 2.796.973,60
Mão-de-obra Operação e Manutenção* 1.901.973,60 1.901.973,60 1.901.973,60 1.901.973,60 1.901.973,60
Manutenção 695.000,00 695.000,00 695.000,00 695.000,00 695.000,00
Seguro 200.000,00 200.000,00 200.000,00 200.000,00 200.000,00
Custos Variáveis 34.103.070,11 34.103.070,11 34.103.070,11 34.103.070,11 34.103.070,11
Biomassa¹ 31.050.270,11 31.050.270,11 31.050.270,11 31.050.270,11 31.050.270,11
Produtos químicos tratamento de água 480.000,00 480.000,00 480.000,00 480.000,00 480.000,00
Manuseio do combustível 1.200.000,00 1.200.000,00 1.200.000,00 1.200.000,00 1.200.000,00
Taxas¹ 1.372.800,00 1.372.800,00 1.372.800,00 1.372.800,00 1.372.800,00
Custos Totais 36.900.043,71 36.900.043,71 36.900.043,71 36.900.043,71 36.900.043,71
Nota: ¹ Para utilização da potência de 30MW, é necessário de 298.589 toneladas por ano; ²Compreende o custos: a) Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição – TUSD. b) Custos de Conexão ao Sistema de Distribuição (CCD). c) Taxa de Fiscalização da ANEEL
59
5.3.1. Resultados nos Cenários
Na análise de viabilidade foi elaborada a projeção fluxo de caixa no
período de 20 anos, mediante os seguintes métodos de avaliação financeira:
valor presente líquido (VPL), a taxa interna de retorno (TIR) e o período de
retorno do investimento (payback). A taxa mínima de atratividade (TMA)
empregada no estudo foi a SELIC, 11%, conforme a reunião do Comitê de
Política Monetária (COPOM).
Partindo da análise do fluxo de caixa, segue os resultados por cenário.
Cenário 1:
Considerando o preço de venda de R$ 133,99/MWh a unidade faturaria
R$ 32,1 milhões, que não cobriria os custos totais (fixos mais variáveis), que
estão em torno de R$ 36,9 milhões, consequentemente, não há viabilidade
nesse cenário. Além disso, não foi possível comparar o impacto da escolha do
regime tributário.
Cenário 2:
Com preço de venda de R$ 256,00/MWh, o faturamento bruto anual
seria de R$ 61,4 milhões, aumento de 91,06% comparando com o 1 º cenário.
Partindo desse faturamento, deduzindo custos totais e impostos, a margem
líquida em torno de 25,55%, considerando lucro presumido, e 18,4%,
utilizando regime de lucro real.
Com isso, já se observa que o regime tributário de lucro presumido será
mais competitivo para a unidade termelétrica estudada, considerando as
premissas que definiram o porte e estrutura da mesma.
60
Com esse preço, o projeto se viabiliza com uma TIR de 11,1%, pouco
superior a TMA utilizada (11%), SELIC. E o retorno do investimento se dará em
8 anos e 11 meses. Ressalta-se que no fluxo de caixa foram consideradas as
despesas financeira e amortizações do investimento inicial.
Cenário 3:
No último cenário foram realizadas simulações para identificar a qual
preço a termoelétrica, a base de eucalipto, se viabilizaria. Constatou-se que
com preço de R$ 273,00 MW/h, o empreendimento proporcionaria um
retorno de 15,06% em 6 anos e 9 meses.
Comparação Regime Tributário Lucro Presumido
Comparação Regime Tributário Lucro Real
Nota: * Considerando o regime de lucro real Mesmo com o preço a R$ 273,00, o projeto não é viável se.
Indicadores Cenário 01 Cenário 02 Cenário 03
Preço (R$/MWh) R$ 133,99 R$ 256,00 R$ 273,00
VPL (R$) (R$ 225.221.162,27) R$ 782.087,93 R$ 32.271.762,98
TIR (%) - 11,10% 15,06%
Payback simples - 8 anos e 11 meses 6 anos e 9 meses
Indicadores Cenário 01 Cenário 02 Cenário 03*
Preço (R$/MWh) R$ 133,99 R$ 256,00 R$ 273,00
VPL (R$ 192.783.094,15) (R$ 38.880.757,04) (R$ 17.437.107,08)
TIR - 5,54% 8,62%
Payback simples - 13 anos e 9 meses 10 anos
61
ANEXO 1 - Fluxo de caixa R$ 256,00 – Lucro Presumido
62
63
ANEXO 2 - Fluxo de caixa R$ 256,00 – Lucro Real
64
65
ANEXO 3 - Fluxo de caixa R$ 273,00 – Lucro Presumido
66
67
ANEXO 4 - Fluxo de caixa R$ 273,00 – Lucro Real
68
69
6. Conclusão
Diante do cenário apresentado, verifica-se que a biomassa do
eucalipto é positiva ambiental e socialmente falando, sendo uma estratégia
essencial para o desenvolvimento de Alagoas. Porém, a viabilidade econômica,
mediante os valores praticados atualmente pelo mercado regulado, está
condicionada à concessão de incentivos governamentais inseridos em novas
regras para os leilões.
O Brasil apresenta mecanismos de incentivo da competitividade no
setor energético, a exemplo da energia elétrica e do etanol da cana-de-açúcar.
Esse modelo poderá ser replicado para a geração de energia derivada da
biomassa de eucalipto, apresentando um forte impacto social através do efeito
multiplicador da geração de emprego e renda nas regiões de declínio do
agronegócio canavieiro.
O eucalipto é o substituto capaz de integrar o desenvolvimento
econômico com inclusão social, não somente daqueles que foram excluídos
dos plantios de cana-de-açúcar no Nordeste, como também em outras áreas
de depressão econômica e consorciação com outras culturas.
Os ganhos econômicos e ambientais são balizados pela possibilidade
de reflorestamento de áreas abandonadas e degradadas, segurança e matriz
energética diversificada, com aumento do fornecimento e qualidade
energética, além da obtenção de Crédito de Carbono.
Para que o Nordeste como um todo e Alagoas, em particular, possam
se beneficiar com o desenvolvimento social e econômico advindo do fomento
de uma nova fonte de energia elétrica, ao passo que a região tenha
complementos viáveis às sempre incertas precipitações que geram a energia
hidrelétrica, são necessárias as seguintes alterações no marco regulatório que
70
condicionam o atual sistema de leilões para o Ambiente de Contratação
Regulado (ACR):
Considerar, nos planos e planejamento da oferta de energia
elétrica, a opção da biomassa de eucalipto para operar como base
do sistema a partir de 2020:
Nos Planos Decenais de Energia (PDE) produzidos pela Empresa
de Pesquisa Energética (EPE) não contemplam o uso do eucalipto
como energia de base na operação do Sistema Interligado
Nacional (SIN).
Evolução da Capacidade Instalada por fonte de geração
Dezembro de 2012 Dezembro de 2016 Dezembro de 2022
71%
1,70%
14,50%
4,10%7,20% 1,50%
HIDRO 85GW NUCLEAR 2GW
UTE 17 GW PCH 5GW
BIO 9GW EOL 2 GW
67%
1,40%
14,20%
3,80%
6,50% 7,30%
HIDRO 85GW NUCLEAR 2GW
UTE 17 GW PCH 5GW
BIO 9GW EOL 2 GW
65%
1,90%
12,30%
3,80%
7,50% 9,50%
HIDRO 85GW NUCLEAR 2GW
UTE 17 GW PCH 5GW
BIO 9GW EOL 2 GW
71
Utilizar o critério da modicidade tarifária em toda a cadeia e não
apenas para a geração:
Atualmente, são feitos leilões separados para a geração e para a
transmissão. Assim, pelo critério da modicidade tarifária que
impõe a condição do leilão reverso, uma fonte de energia ganha
o leilão pelo menor preço. Entretanto, para essa energia chegar
até o consumidor final, precisa de uma linha de transmissão.
Dependendo da situação e da distância para a interligação dessa
linha ao sistema, esse custo da transmissão pode ser maior ou
menor. Ou seja, o que deve definir a modicidade tarifária é o
preço final na distribuidora de energia, que é o ente do sistema
que adquire, para repasse, a energia elétrica ofertada nos leilões.
Adoção do critério de leilões regionais:
Na metodologia atualmente adotada para a oferta de energia
nos leilões, calcula-se a demanda necessária a ser atendida pelo
SIN e realiza-se o leilão para atendimento dessa carga. Pode
ocorrer que a demanda a ser atendida encontre-se na Região Sul
e a fonte que ofereceu o menor preço para venda no leilão
encontre-se no Norte (exemplo extremo, é claro, mas existem
vários exemplos que podem ser percebidos em relação ao fato).
Assim, em seguida à definição da fonte e da sua localização,
planeja-se a linha de transmissão que fará com que essa
produção possa atender à demanda, seguindo-se de um leilão de
linha de transmissão que também será feito seguindo o critério
do menor preço ofertado. Dependendo da distância e da
complexidade de construção da linha, esse somatório de
menores preços de geração e transmissão separados podem não
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significar o menor preço final para o consumidor. Certamente
que, se o cálculo da demanda a ser atendida for feito por região
e for adotado o critério de leilões conjuntos (geração +
transmissão) regionais, ampliam-se as possibilidades de ser
ofertado um menor preço final ao mercado consumidor.
Leilões específicos por fonte:
Antes de tudo, é necessário que se defina o papel de cada
fonte na matriz energética e na matriz elétrica brasileira. Caso
não seja definido esse papel, o que determinaria a realização
de leilões por fonte, a matriz elétrica brasileira estaria sendo
definida em função do menor preço de um leilão onde estão
em uma bolsa de ofertas energéticos diferentes, cujas
condições de preço obviamente serão também diferentes. Por
outro lado é importante também definir que os leilões de
energia de base não estejam na mesma bolsa de leilões de
energia complementar, como é o caso das eólicas. Nesse caso,
como as eólicas só funcionam 33% do tempo, seria necessário,
em tese, o triplo do investimento para que pudessem alcançar
os 100% de confiabilidade de uma energia de base. No caso de
um leilão específico para o eucalipto, e não um leilão
específico para biomassa, o objetivo é aumentar a
competitividade entre os produtores, atraindo novas
empresas a investirem nessa tecnologia. Ao especificar a fonte
eucalipto nos leilões, o setor privado será incentivado a entrar
no negócio, gerando concorrência e aumentando a
disponibilidade desta fonte. Com a entrada de novos players,
o tempo para superação da curva de aprendizado será
encurtado. Dessa forma, teremos avanços maiores na
73
tecnologia de plantio e de geração, fazendo com que a
biomassa florestal se torne cada vez mais competitiva dentro
de dez anos. Sem esta diferenciação no marco regulatório,
dificilmente haverá empresas suficientes no mercado para
atendimento dessas premissas de segurança energética com o
menor impacto ambiental, pois as atuais produtoras tenderão
a vencer os leilões com base do preço de venda, que hoje é
menor que a do eucalipto.
Incentivos do Governo Federal para a inserção das fontes
renováveis na matriz energética brasileira:
Se tivermos como objetivo um sistema que ofereça aos
consumidores uma segurança energética com a maior
preservação possível do meio ambiente, é necessário que
todos os incentivos governamentais dados para outras fontes
sejam também estendidos para as energias renováveis.
Podemos ir mais além dizendo que, dentre as energias
renováveis, aquelas que possuem a característica de atuar na
base do sistema devem ter um incentivo complementar, como
por exemplo, considerando o custo da interligação ao SIN
sendo repassado para todo o sistema interligado, não o
colocando como parte componente do preço que a usina irá
ofertar nos leilões.
Adotar para os leilões A-5 específicos de biomassa florestal um
Custo do Valor Unitário (CVU) de R$ 270,00/MWh.
Considerando que a iniciativa privada somente atenderá ao
chamado para produzir energia elétrica para o sistema
74
regulado se houver viabilidade econômica; que nesse ano
haverá um leilão A-5 (entrega da energia após 5 anos da
assinatura do contrato), com CVU de R$ 250,00 por MWh; que
já houve um leilão A-0 (pronta entrega) com CVU de R$ 268,00
por MWh e o que o próximo leilão só ocorrerá a partir do 2º
trimestre de 2015 (outro governo e mudanças na bancada de
sustentação do governo), avaliamos que o CVU para esse
leilão deve ser de R$ 270,00 por MWh.
Prever no marco regulatório a possibilidade de venda de energia
no mercado livre, antes da obrigação contratual de entrega da
mesma para o mercado regulado.
Sendo um leilão A-5 (entrega da energia 5 anos após a
assinatura do contrato) e com a possibilidade física de uma
termelétrica, a biomassa florestal ser construída em 3 (três)
anos menos, o investidor teria, em função da sua competência
empresarial, mais 2 anos para fornecer energia para o
mercado livre, melhorando sobremaneira a remuneração do
seu investimento e incentivando a participação de novos
players nos certames.
Essas sete medidas visam, além de viabilizar a inserção de uma nova
cultura agrícola no Estado de Alagoas, que necessita diversificar a base
produtiva para garantir o emprego em massa, fomentar a pesquisa e o
desenvolvimento de novas tecnologias energéticas, favorecer a concorrência,
a diversidade e a qualidade da energia elétrica produzida no país.
Será uma energia advinda de uma região sem histórico de
desenvolvimento tecnológico, que precisa sair da posição de atraso econômico
e social, com investimento na concretização do potencial energético alagoano.
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É, portanto, um setor com potencial capaz de proporcionar efeitos
positivos em todas as esferas sociais, trazendo desenvolvimento integrado,
sendo uma fonte para a melhoria de vida da população. Somente desta forma
Alagoas poderá sair da dependência colonial da cana-de-açúcar, gerando
emprego e renda, desenvolvimento tecnológico e produtivo, contribuindo
ativamente para a segurança energética nacional.
