Claudio Bezerra de Carvalho e outros

1829
1830
ANÁLISE DOS IMPACTOS DA CONEXÃO
DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
NA REDE DE DISTRIBUIÇÃO
Claudio Bezerra de Carvalho1
Renato Araújo2
Tinn Freire Amado3
RESUMO
Unidades geradoras de menor porte são mais fáceis de serem financiadas, o que permite
a diversificação dos agentes, podendo ser construídas mais próximas aos centros consumidores, reduzindo a necessidade dos sistemas de transmissão e distribuição, bem como as
perdas elétricas nestas redes e demandando menos controle centralizado. Neste trabalho
são analisados os impactos da conexão de pequenos geradores na rede de distribuição de
energia elétrica e as principais vantagens e desvantagens ocasionadas com esta conexão. A
análise dos impactos da conexão foi realizada através de artigos publicados na literatura.
Os aspectos regulatórios e as políticas que estimulam a implantação da geração distribuída
também foram analisados neste trabalho.
1. INTRODUÇÃO
Até o início década de 90, os sistemas elétricos se desenvolveram de forma centralizada,
motivados pelos seguintes fatores: busca de economia de escala; minimização dos impactos e dos riscos ambientais nos centros densamente povoados, no poder que tinham – ou
que buscavam - os empreendedores de grandes obras, fossem eles empresas ou governos,
e, dando suporte às soluções então propostas; e na alta confiabilidade dos sistemas de
transporte de eletricidade em alta tensão [Walter, 2000].
Doutorando do curso de Planejamento de Sistemas Energéticos da Universidade Estadual de Campinas – UNICAMP.
Professor da Universidade Salvador UNIFACS / COELBA - Mestre.
3
Consultor da Amado Steele Consultores Associados - Mestre.
1
2
1831
Atualmente está havendo uma mudança de tendência para a utilização da Geração Distribuída, principalmente motivada pela multiplicação do número de agentes no setor elétrico. Unidades geradoras de menor porte são mais fáceis de serem financiadas, o que permite a diversificação dos agentes, podendo ser construídas mais próximas aos centros
consumidores, reduzindo a necessidade dos sistemas de transmissão e distribuição, bem
como as perdas elétricas nestas redes e demandando menos controle centralizado. Além
disto, unidades de menor capacidade também se ajustam melhor ao crescimento da demanda, diminuindo os riscos associados ao planejamento da expansão. A saturação das
redes de transmissão e distribuição é outro fator que estimula a geração distribuída.
A maioria das tecnologias empregadas para a Geração Distribuída consiste em certo
número de pequenos módulos, que podem ser instalados em um curto espaço de tempo
na planta de energia. Além disso, cada unidade modular pode começar a operar tão logo
seja instalada no local, independentemente da situação dos outros módulos. Caso um módulo
falhe, os outros não são afetados. Como cada módulo é pequeno quando comparado com
o tamanho unitário de uma grande planta de energia centralizada, o efeito da falha de um
módulo sobre a energia total disponível é consideravelmente pequeno. A estrutura modular
permite maior flexibilidade na operação e instalação, podendo os módulos serem deslocados para outras localidades, caso seja requerido.
Para as tecnologias como turbinas a gás de ciclo combinado, motores de combustão
interna, turbinas a combustão, gaseificação de biomassa, motores de ciclo Stirling, bem
como células a combustível, é possível a produção combinada de calor e energia, que tem
a vantagem de alta eficiência caso o calor seja utilizado localmente[Walter, 2000].
Quanto às categorias de uso, a geração distribuída pode ser dividida em: geração de
emergência, geração para atuar no pico de carga , co-geração e dispositivos de armazenagem e geração de emergência.
2. REGULAMENTAÇÃO
Ao instituir a figura do produtor independente de energia elétrica – PIE, através da lei
9.074/95 foi dado um importante passo para promover a geração descentralizada. Esta lei
permite também a comercialização de energia elétrica e vapor diretamente com o consumidor independente da classe. O decreto n° 2.003/96 regulamentou a produção de energia elétrica pelo autoprodutor e produtor independente.
Um importante incentivo à geração descentralizada utilizando fontes renováveis foi
à regulamentação da lei 10.438/2002 que entre outras criou o Programa de Incentivo
às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA. Este programa tem como
objetivo a diversificação da matriz energética brasileira e a busca por soluções de cunho regional com a utilização de fontes renováveis de energia, mediante o aproveitamento econômico dos insumos disponíveis e das tecnologias aplicáveis, a partir do
aumento da participação da energia elétrica produzida com base naquelas fontes, no
Sistema Elétrico Interligado Nacional - SIN.
O Programa promoverá a implantação de 3.300 MW de capacidade, em instalações de
produção com início de funcionamento previsto para até 30 de dezembro de 2006, sendo
assegurada, pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A - ELETROBRÁS, a compra da energia a
1832
ser produzida, no período de 20 anos, dos empreendedores que preencherem todos os
requisitos de habilitação descritos nos Guias e tiverem seus projetos selecionados de acordo com os procedimentos da Lei 10.438/02.
O PROINFA será administrado pelo Ministério de Minas e Energia que estabelecerá o
planejamento anual de ações a serem implementadas, avaliando o impacto decorrente do
repasse de custos aos consumidores finais, de modo a minimizá-los. Estabelecerá e divulgará os valores econômicos, obedecidas às diretrizes metodológicas definidas, definirá
medidas de estímulo ao avanço tecnológico que se reflitam, progressivamente, no cálculo
dos valores econômicos; e submeterá ao Conselho Nacional de Política Energética - CNPE
o planejamento anual do PROINFA, demonstrando a necessidade de realização de chamadas públicas e o impacto previsto das compras de energia em relação ao atendimento do
mercado e sobre os pagamentos efetivados pelos consumidores finais.
3. CARACTERÍSTICAS GERAIS DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
3.1. Impactos Positivos
A Geração Distribuída está associada geralmente a baixos impactos ambientais e à
utilização de fontes renováveis de energia. Por estar próxima à carga, dispensando o uso
de linhas de transmissão, contribui para diminuir as perdas de energia associadas ao transporte por longas distâncias, que teriam que ser compensadas por geração adicional. Esse
acréscimo na geração, conseqüentemente acarretaria no aumento das emissões, o qual é
evitado quando a mesma quantidade de energia é gerada e consumida sem o uso de
linhas de transmissão.
A presença de agentes geradores de energia elétrica no sistema de subtransmissão e
distribuição causam impactos positivos e desejáveis na operação do sistema, tais como
[Lemos, 2003]:
l
Suporte de tensão através do fornecimento de energia reativa local;
l
Melhoria na qualidade do suprimento;
l
Melhoria do fator de potência;
l
Liberação da capacidade de atendimento;
l
Possibilidade de ilhamento para atendimento de carga local;
l
Melhoria na curva de carga;
l
Redução nos custos de expansão da rede;
l
Prorrogação de novos investimentos na construção de grandes usinas;
l
Redução das perdas.
Estes recursos devem ser aplicados para a solução dos pontos críticos de carregamento
ou de tensão da rede.
3.2. Impactos Negativos
A conexão de agentes geradores de energia elétrica na rede de distribuição pode provocar impactos negativos, tais como [Lemos, 2003]:
1833
l
Aumento nos níveis de curto-circuito;
l
Coordenação da proteção;
l
Harmônicos devido a conversores;
l
Efeito Flicker;
l
Competição por regulação de tensão.
Outro fator crítico relacionado com a geração distribuída é a flutuação de geração
de potência ativa, a qual esta condicionada à disponibilidade da fonte primária (ventos,
sol, água, etc).
3.3. Viabilidade
A característica da curva de carga fornece a primeira indicação da tecnologia de
geração a ser aplicada. Fatores de carga baixos indicam tecnologias com baixa parcela
no investimento, com certa folga no custo variável. Em contrapartida, fatores de carga
elevados indicam intensidade de uso, privilegiando tecnologias com eficiências elevadas [Negri, 2001]. O nível de confiabilidade requerido indicará a modulação adequada
ou a reserva estratégica.
Além do fornecimento de energia elétrica cabe uma análise integrada para o atendimento de outros energéticos: calor ou frio, em função do processo industrial que venha a ser
aplicado, o que aumentará a eficiência energética do sistema como um todo. A solução
otimizada de geração ou cogeração é obtida através de um estudo de viabilidade que indica
a decisão a ser tomada.
A viabilidade econômica da instalação de um sistema depende do custo de produção de
eletricidade cobrir os custos suplementares em relação ao sistema de atendimento convencional [Silveira, 2001].
4. CONEXÃO A REDE
A conexão das unidades de Geração Distribuída com o sistema elétrico da concessionária trás à tona questões como: proteção, confiabilidade e a própria operação do
sistema. Outro fator a ser considerado é o custo da interconexão, que envolve o projeto
do equipamento, normas industriais e o processo de aprovação por parte da concessionária. Estas são algumas das barreiras para a aplicação da Geração Distribuída em
sistemas de potência.
À medida que o número de geradores conectados à rede de distribuição aumenta, os
problemas de interconexão surgem com maior intensidade. Esta questão gera uma indagação sobre como os mesmos serão representados nos programas de simulação computacional
uma vez que ainda não existem modelos apropriados de geração distribuída para as ferramentas tradicionais de estudos de estabilidade.
Nos modelos atuais de despacho, o sistema de distribuição é normalmente equivalentado,
sendo representado por uma carga no ponto de conexão do sistema de transmissão com
a distribuição. Com o aumento da penetração da Geração Distribuída, há necessidade de
representação mais detalhada da rede de distribuição, para se avaliar o impacto da mudança, em termos de localização de geração e na segurança dinâmica do sistema.
1834
Dependendo do tipo de tecnologia utilizada na Geração Distribuída, o fornecimento de
energia elétrica poderá ser realizado em corrente contínua (CC) ou alternada (CA). A
corrente alternada é padrão de fornecimento nas redes de distribuição, porém caso a
tecnologia produza energia em corrente contínua são utilizados conversores (estáticos ou
dinâmicos) para transformá-la em corrente alternada.
Resultado de Simulações da Conexão
Neste tópico serão apresentados os resultados de simulações do efeito da conexão da
geração distribuída à rede de distribuição de acordo com as referências bibliográficas:
[Silva, 1999] e [Castro, 1999].
Foram realizadas diversas simulações para diferentes cenários em uma rede com grande
quantidade de geradores localizados em instalações industriais que poderiam estar recebendo ou injetando energia na rede de distribuição nos diversos turnos e períodos da semana.
Com relação aos níveis de tensão, o impacto dos cogeradores traduz-se pelo aumento da
tensão nos nós da rede em todos os cenários de exploração. Este aumento verifica-se mesmo
nos cenários de horas de baixo carregamento em que as instalações de cogeração não fornecem energia reativa à rede de distribuição, consumindo mesmo parte da energia reativa referente ao consumo no período de baixo carregamento das unidades industriais associadas.
Valores elevados, superiores a 1,05 p.u., ocorrem, fundamentalmente, nos barramentos dos
cogeradores, no ponto de interligação à rede de distribuição e nos nós vizinhos deste.
Quanto ao congestionamento da rede, não foi verificado qualquer problema de sobrecarga nos ramais, tanto no caso dos cogeradores estarem em serviço ou fora de serviço. A
análise dos resultados das simulações efetuadas permite afirmar que, globalmente, o impacto dos cogeradores na carga das linhas da rede de distribuição é positivo durante os dias
de semana, conduzindo à sua diminuição, e negativo nos fins de semana, conduzindo ao
seu aumento, embora de menor valor. Conclui-se então que a ligação dos cogeradores
contribui de um modo global para o descongestionamento dos ramais da rede de distribuição sob análise. A ligação dos cogeradores à rede de distribuição conduz em todos os
cenários de exploração a uma diminuição substancial da carga dos transformadores, mesmo no caso dos cenários do fim de semana em que é injetada energia na subestação.
Em relação às perdas elétricas, o impacto dos cogeradores nas perdas ativas e reativas
em relação à saída de cada subestação depende quer das características da interligação com
a rede de distribuição, ou seja, da localização do ponto de interligação e do comprimento
do ramal respectivo, quer da potência injetada na rede pela central de cogeração respectiva
em cada cenário de exploração. Foi verificado que durante os dias da semana, nos quais os
cogeradores injetam menos energia na rede de distribuição, as perdas ativas e reativas são
menores enquanto que nos finais de semana estas perdas são aumentadas, ainda que em
menor amplitude. Estes efeitos são justificados, fundamentalmente, pelo sentido e a amplitude dos trânsitos de potência ativa e reativa na rede serem diferentes naqueles períodos e
para as situações dos cogeradores ligados ou desligados.
As variações de tensão resultantes do desligamento intempestivo das centrais de cogeração
são consideravelmente menores no caso de estas não fornecerem potência reativa, com a
conseqüente diminuição da atuação dos reguladores de tensão dos transformadores das
subestações, que resulta no aumento da sua vida útil.
1835
5. CONCLUSÕES
Existem diversas tecnologias que podem ser empregadas na geração distribuída em
diferentes estágios de desenvolvimento, custos de instalação e eficiência energética. Um
fator determinante para a utilização de determinada tecnologia de geração é a disponibilidade dos insumos como biomassa, ventos, potencial hídrico, insolação e etc. A viabilidade
econômica depende da abundância destes recursos naturais, confiabilidade requerida pelo
consumidor, possibilidade de cogeração, carregamento das linhas de transmissão e acesso
às mesmas, além de incentivos governamentais para a diversificação da matriz energética e
ganhos sociais com o desenvolvimento regional.
Considerando os incentivos que serão dados pelo PROINFA através de incentivos nas
tarifas e linhas de créditos, a geração a partir de biomassa, eólica e PCH poderão ser
bastante atrativas. Estes recursos naturais são abundantes no estado da Bahia. A geração
fotovoltaica também é uma forte candidata para inserção no Estado conforme pode ser
verificado no mapa de insolação do estadual.
6. REFERÊNCIA BIBLIOGRÁFICA
Albuquerque, et al, Análise dos Efeitos da Geração Distribuída em Sistemas Elétricos de Potência sob o Enfoque da Qualidade de
Energia Elétrica, Seminário Brasileiro sobre Qualidade da Energia Elétrica, Aracaju, Sergipe, 2003.
Castro, R. M. G., Produção Descentralizada: O problema da Potência Reactiva, 4º Encontro Luso-Afro-Brasileiro de Planejamento
e Exploração de Redes de Energia, Rio de Janeiro, 1999.
Domschke, A. G., et al, Geração Termoelétrica a Partir de Motores de Combustão Interna, XVI Seminário Nacional de Produção
e Transmissão de Energia Elétrica, Campinas, São Paulo, 2001.
Gomes, P., et al, Geração Distribuída: Vantagens, Problemas e Perspectivas, XV Seminário Nacional de Produção e Transmissão
de Energia Elétrica, Foz do Iguaçu, Paraná, 1999.
Lactec, PROJETO “IMPLANTAÇÃO DE SISTEMAS DE GERAÇÃO DISTRIBUÍDA JUNTO À REDE DE
DISTRIBUIÇÃO”, Relatório Técnico UNICAMP/CPFL, Campinas, São Paulo, 2003.
Lemos, A. B. e Spier, E. B., Redução de Perdas Elétricas em Alimentadores Através da Conexão de Produtores Independentes e
Autoprodutores de Energia Elétrica, XVI CRICTE - Congresso Regional de Iniciação Científica e Tecnológica em Engenharia,
Ijuí – Rio Grande do Sul, Agosto 2001.
Negri, J. C, et al, Geração Distribuída – Aplicação até 30MW, XVI Seminário Nacional de Produção e Transmissão de
Energia Elétrica, Campinas, São Paulo, 2001.
Proença, L. M., et al, Especificação de um Sistema de Planejamento e Análise do Impacto da Conexão de Geradores Independentes no
Sistema Eléctrico da Distribuição, 4º Encontro Luso-Afro-Brasileiro de Planejamento e Exploração de Redes de Energia,
Rio de Janeiro, 1999.
Serra, E. T., Células Combustíveis a Etanol para Geração Distribuída: Uma Análise Técnico-Econômica, 4º Encontro Luso-AfroBrasileiro de Planejamento e Exploração de Redes de Energia, Rio de Janeiro, 1999.
Serra, E. T., Utilização de Células Combustíveis de Baixa Potência na Geração Distribuída, XVI Seminário Nacional de Produção
e Transmissão de Energia Elétrica, Campinas, São Paulo, 2001.
Silva, J. L. P., Análise do Impacto Técnico da Produção Independente Descentralizada Baseada em Cogeração em Redes de Distribuição de Serviço
Público, 4º Encontro Luso-Afro-Brasileiro de Planejamento e Exploração de Redes de Energia, Rio de Janeiro, 1999.
Silveira, L. J., et al, A Necessidade de Subsídio para a Implantação de Energia Solar Fotovoltaica como Coadjuvante na Geração
Descentralizada de Eletricidade no Brasil, XVI Seminário Nacional de Produção e Transmissão de Energia Elétrica,
Campinas, São Paulo, 2001.
1836
UM ANO E MEIO DE OPERAÇÃO
DO SISTEMA FOTOVOLTAICO
CONECTADO À REDE DO CEPEL
Marco Antonio Galdino*
RESUMO
O presente informe técnico descreve a experiência do CEPEL na implantação e
operação de um sistema fotovoltaico conectado à rede elétrica, em sua sede na Ilha do
Fundão (Rio de Janeiro, RJ) por um período de aproximadamente uma ano e meio.
Esta tecnologia, embora considerada ainda um pouco distante da realidade brasileira,
deverá ter uma importância mundial crescente num futuro próximo.
O trabalho descreve sucintamente diversos aspectos técnicos relativos ao sistema
fotovoltaico e apresenta uma análise de seu desempenho. O sistema foi instalado em
dezembro de 2002 e os resultados obtidos ainda são preliminares, mas demonstram
que a viabilidade econômica deste tipo de sistema ainda está longe de ser alcançada.
Palavras-chave: Sistemas Fo t ovoltaicos Conectados à Re d e ; Sistemas
Fotovoltaicos; Energia Solar Fotovoltaica;
1.0 - INTRODUÇÃO
Os sistemas fotovoltaicos conectados à rede elétrica (grid-connected PV systems) constituem a aplicação de energia solar fotovoltaica que tem apresentado a maior taxa de crescimento anual no mundo. Segundo as publicações [1,2] da Agência Internacional de Energia (IEA – International Energy Agency) datadas de 2003 e referentes somente a seus países
membros, 74% da potência de pico fotovoltaica total instalada nestes países já é conectada
à rede, perfazendo um valor de 968.7MWp (dentro de um total de 1.330MWp) e suplantando todas as demais aplicações terrestres da tecnologia fotovoltaica reunidas, o que já
ocorre desde 1999.
*CEPEL – Centro de Pesquisas de Energia Elétrica - Avenida Hum, s/num. – Cidade Universitária – Ilha do Fundão
- CEP 21941-590 – Rio de Janeiro – RJ - e-mail: [email protected]
1837
A figura I apresenta o crescimento no período 1998-2002 dos sistemas conectados à
rede em 5 países selecionados (JP- Japão, AL – Alemanha; EU – Estados Unidos; HL –
Holanda; SU – Suíça), também segundo dados da IEA.
Figura I – sistemas fotovoltaicos conectados à rede (JP-Japão; AL-Alemanha;
EU-Estados Unidos; HL-Holanda; SU-Suíça)
S 600,00
:
0
500,00
DG 400,00
ODD
WV 300,00
Q,
DL 200,00
FQ
rW 100,00
R3
0,00
1998
1999
2000
2001
2002
JP
AL
EU
HL
SU
Os dados da IEA também indicam que desde 1997 o crescimento médio anual da
potência FV instalada conectada à rede tem sido superior a 30% no conjunto de seus
países membros.
Este significativo crescimento tem sido localizado basicamente nos países desenvolvidos
e é alavancado principalmente pelos grandes programas governamentais subsidiados do
Japão (New Sunshine Program, entre outros), da Alemanha (Hundert Tausend Dächer
Programme - "programa cem mil telhados", entre outros) e dos EUA (a Million Roofs
Program - "programa um milhão de telhados"), além de outros países
A figura II mostra um condomínio residencial no Japão com sistemas fotovoltaicos
conectados à rede instalados nos telhados (denominados rooftop - de telhado).
Figura II - condomínio residencial no Japão com sistemas fotovoltaicos tipo rooftop
Fonte: SHARP
Entendemos que estes fatos representam uma importante mudança de paradigma, pois
até bem recentemente se acreditava que a principal aplicação dos sistemas fotovoltaicos
seria na eletrificação rural, sob forma de sistemas autônomos para o atendimento a cargas
em locais isolados, distantes da rede elétrica convencional
1838
Contudo, apesar do já mencionado acentuado crescimento verificado nos últimos
anos, a instalação destes sistemas conectados à rede, realmente em massa, com algum
impacto na matriz energética nacional, ainda não foi alcançada em nenhuma nação. Todavia, caso a tendência de crescimento se mantenha, isto irá acontecer a médio prazo.
O Japão é atualmente o líder mundial na produção de células e módulos fotovoltaicos,
bem como na instalação de sistemas fotovoltaicos conectados à rede, com uma potência fotovoltaica instalada total de aproximadamente 550MWp. Entretanto, esta potência instalada e a contribuição destes sistemas no balanço energético nacional ainda podem ser considerados irrisórios, em comparação com a capacidade total instalada de
geração de energia elétrica de cerca de 200GW e sua produção anual de aproximadamente 1000TWh. A Alemanha e os EUA, que estão, respectivamente em segunda e
terceira colocação em potência fotovoltaica conectada à rede, recaem no mesmo caso
(dados de fins de 2002).
2.0 - DESCRIÇÃO DA TECNOLOGIA
Os sistemas fotovoltaicos conectados à rede geralmente são associados a uma
edificação e realizam a injeção direta de toda a energia gerada na rede elétrica, sem
qualquer armazenamento em baterias. Nos países desenvolvidos, as instalações têm
contemplado escolas, prédios públicos, empresas, etc, além de edificações residenciais.
A sua instalação depende de uma regulamentação técnica e, principalmente, comercial, para possibilitar as instalações em grande número, conforme já vem acontecendo há vários anos no primeiro mundo. No Brasil este tipo de regulamentação ainda
está em desenvolvimento.
A integração dos painéis fotovoltaicos na arquitetura das construções tem recebido
especial atenção, sendo denominada BIPV - Building Integrated Photovoltaics.
A Figura III contém um esquema simplificado de um sistema FV residencial conectado
à rede (rooftop). O sistema, na verdade, consiste apenas em dois componentes: o painel
fotovoltaico e o inversor. A eles, é necessário adicionar apenas dispositivos de proteção
(disjuntores, proteção contra surtos, etc) e de medição, caso necessário.
A injeção de energia é efetuada por um inversor cc/ca especial, o qual é um dispositivo eletrônico que realiza a conversão de tensão/corrente cc produzidas pelo painel
fotovoltaico para tensão/corrente ca compatíveis com a rede elétrica, injetando potência ativa, sob forma de corrente ca em fase com a tensão da rede.
Os inversores são equipamentos microprocessados e atendem a requisitos severos
de segurança para interligação à rede, monitorando continuamente qualidade da rede e
desligando-se automaticamente em caso de qualquer perturbação (desligamentos, subtensões, sobretensões, variações de freqüência, picos, etc). Eles também efetuam continuamente a busca do ponto de máxima potência do painel fotovoltaico (MPPT Maximum Power Point Tracking).
No caso de sistemas residenciais, cujo porte típico é de algumas unidades de kWp, a
injeção é feita geralmente na baixa tensão (110Vca ou 220Vca), embora sistemas de
maior porte possam injetar em níveis de tensão mais elevados. A operação do sistema
é totalmente automática sem necessidade de intervenção de um operador humano.
1839
Figura III - esquema simplificado de sistema fotovoltaico
tipo rooftop (fonte: NEDO (1) – Japão)
Caso instantaneamente haja excedente de potência (a geração seja superior ao consumo
da edificação), esta energia extra é alimentada na rede pública e torna-se disponível aos
demais consumidores.
Em função do balanço entre a potência fotovoltaica instalada no sistema e o consumo da
edificação associada, a cada período mensal, o sistema fotovoltaico pode ser capaz de proporcionar apenas alguma redução de consumo de energia elétrica, ou então pode gerar excedentes
de energia. Nos países já citados, empregam-se medidores-tarifadores bidirecionais (net metering
– tarifas iguais para energia gerada e consumida) ou dois medidores (tarifas diferenciadas). Em
alguns países, como a Alemanha, o kWh gerado tem um valor superior ao consumido e a conta
de energia pode ser negativa, com o consumidor recebendo mensalmente pagamento da concessionária local, a qual tem, normalmente, obrigatoriedade de compra desta energia.1
3.0 - EXPERIÊNCIA BRASILEIRA
Conforme é sabido, no Brasil, esta tecnologia é incipiente e existe um número muito
pequeno de sistemas fotovoltaicos conectados à rede, instalados em sua maioria em
universidades ou outras instituições, com objetivos de demonstração, pesquisa e ensino, muito embora já se tenha conhecimento de algumas instalações particulares.
As instituições que abrigam estes sistemas são: CHESF (sede em Recife - sistema FV
conectado à rede mais antigo do Brasil); IEE/USP - São Paulo (5kWp); Labsolar/
UFSC - Florianópolis (2kWp).
Seguindo esta linha, o CEPEL implantou um sistema fotovoltaico conectado à rede
em sua sede no Rio de Janeiro, com o qual espera contribuir para uma maior divulga1840
ção desta tecnologia para aumentar o seu conhecimento em nosso país. O objetivo
básico que norteia a implantação deste sistema é a obtenção de experiência real no
projeto, especificação, aquisição, instalação e operação de um sistema desta natureza,
visto que o CEPEL tem uma vasta experiência anterior em sistemas fotovoltaicos
autônomos, para vários tipos de aplicação.
Acreditamos que esta experiência irá auxiliar na criação de competência no Brasil, na área
dos sistemas fotovoltaicos conectados à rede, além de fomentar de uma maneira geral o
desenvolvimento da aplicação de energia solar fotovoltaica no país.
4.0 - O SISTEMA DO CEPEL
O sistema do CEPEL foi adquirido por meio de uma licitação internacional [3] do tipo
menor preço, vencida pela empresa BP Solar do Brasil, e instalado em dezembro/2002.
O sistema do CEPEL tem potência nominal de 16.32kWp e está instalado sobre o
telhado de um dos prédios (Bloco J) de sua sede na Ilha do Fundão, injetando energia na
rede de baixa tensão de 220Vac. Nos sub-itens 4.1 a 4.3 abaixo são apresentados detalhes
técnicos deste sistema.
A potência fotovoltaica instalada e a energia gerada pelo sistema são pequenas em
relação à potência instalada no CEPEL e a seu consumo. Portanto, o impacto do sistema
no consumo do CEPEL é pequeno e não é gerado qualquer excedente de energia para
injeção na rede pública.
2.1 - Painel Fotovoltaico
O painel fotovoltaico é constituído por 204 módulos fotovoltaicos BP580F, associados
17 módulos em série e 12 em paralelo.
Os módulos BP580F [4] são em Silício monocristalino e são considerados os mais
modernos módulos comerciais disponíveis atualmente. Suas células são construídas com a
tecnologia denominada LGBG (Laser Grooved Buried Grid – grade frontal enterrada em
canaletas escavadas a laser), por isso têm eficiência nominal na faixa de 16%-17%.
As características dos módulos nas Condições Padrão de Teste (STC(2 ) – Standard Test
Conditions) são as seguintes:
l
potência nominal (Pmax): 80Wp
l
tensão de circuito aberto (Voc): 22.0V
l
corrente de curto-circuito (Isc): 4.7A
l
tensão de máxima potência (Vmp): 18.0V
l
corrente de máxima potência 4.44A
l
número de células: 36 (em série)
l
peso: 7.5kg
l
dimensões: 530mm x 1188mm
NEDO - New Energy and Industrial Technology Development Organization/Solar Energy Department (Japan)
Intensidade de radiação de 1000W/m 2; temperatura das células de 25ºC; espectro da radiação AM1.5 (air mass 1.5).
1
2
1841
A conexão de 17 módulos BP580F em série produz uma tensão em aberto de até 374Vcc,
que apresenta riscos à segurança pessoal. Por essa razão, a conexão do painel fotovoltaico tem
de ser feita por pessoal habilitado e dotado de equipamento de proteção adequado.
A montagem do painel fotovoltaico sobre a cobertura de uma edificação que originalmente não previa este equipamento mostrou ser o principal problema enfrentado pelo
CEPEL na instalação do sistema.
Figura IV
estrutura de fixação no telhado
Figura V
vista geral da instalação
A solução tecnicamente perfeita seria re-projetar e reformar totalmente a cobertura do
prédio para receber o painel fotovoltaico. Contudo, esta solução foi descartada por seu
custo elevado, de forma que optou-se pela instalação dos módulos em postes ao longo das
platibandas da cobertura, usando estruturas idênticas às usadas para instalações fotovoltaicas
no solo, conforme mostrado nas figuras IV e V. Cada estrutura suporta 8 ou 9 módulos
fotovoltaicos. Esta solução reduziu sobremaneira o custo de instalação do sistema.
Outra preocupação do CEPEL é a proteção contra descargas atmosféricas, que foi
implementada por meio de varistores (Vrms=460V; Vdc=615V; Imax=8kA) e centelhadores
a gás conectados aos condutores dc provenientes do painel fotovoltaico, conforme mostrado no diagrama esquemático da figura VI, que representa uma das caixas de junção do painel
fotovoltaico, instaladas no telhado (a caixa de junção é visível à esquerda na figura IV). Os
diodos de bloqueio (Id=12A; Vrrm=600V) também são instalados nas caixas de junção.
Figura VI - diagrama elétrico da caixa de junção
1842
Além disso, todas as partes metálicas (estruturas e caixas de junção) foram aterradas nos
condutores horizontais que conectam os captores Franklin instalados ao longo do perímetro da cobertura do prédio. Onde necessário, os captores foram rearranjados para compatibilidade com as localizações das estruturas de suporte do painel fotovoltaico.
4.2 Inversores
O sistema utiliza 6 inversores SMA Sunny Boy SWR 2500U, cujas especificações, segundo documentação do fabricante [5,6], são as seguintes:
Potência nominal na saída: (Pca-nom): 2200W
Potência máxima na saída (Pca-max): 2500W
Tensão da rede (Vac): 211-264V
Freqüência da rede (fca): 59.3-60.5Hz
Distorção harmônica total (THD): <4%
Tensão cc de entrada – faixa de MPPT (Vpv): 234-550V
Tensão máxima cc de entrada (Vpvoc): £600V
Corrente máxima cc de entrada (Ipv): 13A
Potência máxima cc de entrada (Ppv): 2710Wp
Consumo próprio : < 7W
Eficiência máxima (hmax): >94%
Figura VII - conexão dos inversores em ∆
Ainda segundo a documentação do fabricante, este inversor é certificado de acordo
com as normas para a interligação à rede da maioria dos países, incluindo os EUA (UL1741
- Underwriters Laboratories Inc. e NEC 690 - National Electric Code Article 690), a
Austrália ("Australian Gudelines" e IEC950 - International Electrotechnical Commision), a
1843
Inglaterra ("Engineering Recommendation G77") e a Alemanha (regulamentação da VDEW
- Verband der Eletrizitätswirtschaft\Associação das Empresas de Eletricidade Alemãs e
DIN-VDE 0126 - Deutsches Institut für Normung).
No sistema do CEPEL, os inversores são conectados ao secundário de um dos transformadores abaixadores que alimentam o prédio do Bloco J, com primário de 480V
conectado em e secundário de 220V conectado em Y com neutro aterrado, cuja potência nominal é de 225kVA.
Os inversores são conectados em ∆, dois a dois em paralelo entre as fases do secundário
em Y, conforme mostrado na Figura VII.
Os inversores são certificados em classe de proteção NEMA(3) 4X, adequada para instalações externas (outdoors), embora o fabricante proíba sua exposição à radiação solar
direta e recomende evitar a exposição à chuva. Desta forma, poderiam, em princípio ser
instalados diretamente na cobertura do prédio, entretanto, o CEPEL optou por instalá-los
internamente, no cubículo do transformador (subestação), que é um ambiente mais protegido, pois existe dúvida quanto à sua resistência às condições ambientais tropicais brasileiras.
A figura VIII mostra o quadro de inversores, onde se pode observar os 6 inversores
(vermelhos, acima) e os disjuntores de proteção. Cada inversor é protegido por um disjuntor
monopolar de 20A no lado cc e por um outro disjuntor bipolar de 16A no lado ca. O
sistema é protegido por um disjuntor trifásico de 50A (não visível na figura VIII).
A proteção automática do inversor contra perturbações elétricas atua da seguinte forma:
l
sub/sobretensão - o inversor desliga automaticamente em 0.1s, caso a tensão ca saia
dos limites especificados (213Vac - 262Vac).
l
desvio na freqüência - o inversor desliga em 0.1s, caso a freqüência saia da faixa
especificada, (59.3Hz - 60.5Hz) enquanto a tensão ca estiver entre os limites de -30%
e +15% do valor nominal (faixa de tensão para medidas confiáveis de freqüência).
l
taxa de variação da freqüência - o inversor desliga em 0.2s, caso a freqüência da rede
varie bruscamente (>0.5Hz/s).
l
impedância da rede - o inversor se desliga em 5s, caso a impedância da rede varie
bruscamente ou atinja um valor muito elevado.
l
fuga à terra - o inversor se desliga, caso detecte fuga de corrente cc à terra no painel fotovoltaico.
l
ilhamento (islanding) - detecção baseada na tensão e na freqüência ca, de acordo com
algoritmo da norma UL1741.
l
cuto-circuito - detecção baseada no valor da corrente ca.
Esta proteção interna do inversor é efetuada por dois controles independentes e redundantes. Os parâmetros que controlam a atuação da proteção (faixas admissíveis e taxas de
variação das grandezas monitoradas) são configuráveis na instalação. Todavia, esta configuração é feita por uma EPROM que só pode ser gerada pelo próprio fabricante, o que
3
National Electrical Manufacturers Association - EUA
1844
pode representar uma dificuldade. No caso do CEPEL, este problema efetivamente ocorreu, uma vez que a faixa de excursão “default” da tensão ca não se mostrou adequada e teve
de ser modificada. Para tanto o fabricante (Alemanha) enviou uma nova EPROM. Seria
desejável que estes parâmetros pudessem ser configurados diretamente pelo usuário.
Figura VIII - quadro de inversores
4.3 Monitoração/Acompanhamento
O sistema fotovoltaico é totalmente monitorado por um sistema de aquisição de dados,
com objetivo de aquisitar e armazenar em tempo real as medidas elétricas e ambientais
relevantes para a análise de suas condições operacionais.
O sistema de monitoração é baseado em um computador do tipo PC dedicado, com
software desenvolvido em ambiente MS-Windows 98, que permitirá o acesso às grandezas
medidas, tanto de forma local (monitor e teclado) quanto de forma remota através da rede
interna do CEPEL (intranet). Espera-se no futuro disponibilizar estes dados em tempo
real, no sítio do CEPEL, na internet.
Os intervalos de aquisição dos dados serão de 10s e serão armazenadas médias a intervalos de 10min em arquivos no disco rígido. O computador será dotado de uma unidade
de gravação de CD-ROM para cópias dos dados.
As grandezas monitoradas serão as seguintes:
l
radiação solar global no plano do painel fotovoltaico (W/m2), medida com piranômetro
padrão secundário;
l
radiação solar global no plano horizontal (W/m2), medida com piranômetro padrão
secundário;
l
temperatura ambiente (°C);
l
umidade relativa do ar (%)
l
velocidade (m/s) e direção (°) do vento;
1845
l
temperatura do painel fotovoltaico (°C), medida por meio de NTCs em 2 pontos;
l
tensão (V) e corrente (A) cc produzidos pelo painel fotovoltaico, independentemente
para cada um dos inversores;
l
potência cc (W) produzida pelo painel fotovoltaico, independentemente para cada um
dos inversores;
l
corrente (A) ca rms, injetada por cada um dos inversores;
l
tensão (V) ca rms nas 3 fases;
l
potência (W) ca injetada na rede por cada um dos inversores;
l
freqüência na rede (Hz);
Foram também instalados medidores de energia monofásicos convencionais (tipo relógio medidor-tarifador, visíveis na Figura VIII) na saída de cada inversor, proporcionando
de forma independente e confiável um registro da energia gerada pelo sistema.
5.0 - AVALIAÇÃO DO DESEMPENHO
Com o conhecimento das características dos componentes (inversor e módulo
fotovoltaico), foi feita uma simulação computacional, numa tentativa de prever seu desempenho a priori.
A simulação baseou-se em modelos computacionais simplificados para os componentes, semelhantes aos já utilizados no CEPEL em outros trabalhos [7]. A simulação foi
alimentada com um ano de dados de radiação solar (radiação solar global no plano horizontal – valores médios em intervalos de 10min) e temperatura ambiente reais, medidos
por uma estação meteorológica do CEPEL, dotada de piranômetro.
Tabela I - previsão inicial da geração
0rV
(QHUJLDN:K
jan
1901.1
fev
2108.0
mar
1740.7
abr
1392.3
mai
1257.7
jun
1072.4
jul
1223.3
ago
1536.4
set
1374.1
out
nov
dez
1921.2
1682.4
2234.6
7RWDO
1846
Os resultados obtidos neste trabalho são apresentados na tabela I, onde pode ser
verificado que se previu um total de geração anual de cerca de 19.5MWh. Este resultado foi considerado preliminar e tomado como um limite inferior para o desempenho do sistema, face às simplificações adotadas nos modelos.
O sistema fotovoltaico foi instalado em dez/2002, mas o sistema de monitoração
foi instalado somente em mar/2003. Todo o sistema foi considerado em operação
experimental até mai/2003, sendo que neste período foram necessários diversos desligamentos para manutenção. Além disso, foram verificados diversos problemas técnicos no sistema de aquisição de dados.
Como resultado, até o presente ainda não dispomos de um ano contínuo de dados confiáveis acerca do desempenho do sistema. Os dados disponíveis (8 meses)
são apresentados na tabela II abaixo. A inspeção das tabelas I e II demonstra que a
previsão da geração foi subestimada.
Tabela II - dados de geração medidos
0rV
(QHUJLDN:K
mai/03
1722.8
jun/03
1509.6
jul/03
1540.8
ago/03
1654.2
set/03
1634.7
out/03
2049.4
mar/04
2094.3
abr/04
1666.2
7RWDO
Com base no conjunto de dados confiáveis disponíveis pode-se traçar o gráfico apresentado na figura IX abaixo, relacionando a energia solar diária com a geração do sistema.
A partir deste gráfico, pode-se obter por regressão a curva de geração do sistema (kWh/
dia) em função da radiação solar diária (kWh/m2.dia), também mostrada nesta figura (0.984x2 + 21.956x – 8.499).
1847
Figura IX - curva ajustada aos dados
Aplicando a equação obtida pela regressão dos dados medidos disponíveis aos mesmos
dados de entrada utilizados na simulação inicial, obtém-se como resultado uma nova previsão de geração, significativamente mais realista, mostrada na tabela III. A comparação
entre a previsão inicial e esta nova previsão mostra que aquela está subestimada em cerca de
15.7%, no total anual.
Tabela III - previsão da geração
0rV
(QHUJLDN:K
jan
fev
mar
abr
mai
jun
jul
ago
set
out
nov
dez
2176,4
2366,7
2026,5
1661,1
1506,9
1287,1
1472,6
1801,7
1601,6
2190.5
1917.5
2493.2
7RWDO
6.0. CONCLUSÃO
No presente artigo, foi fornecida uma visão geral de diversos detalhes técnicos de
instalação e dos equipamentos do sistema fotovoltaico conectado à rede do CEPEL,
instalado em dez/2002.
1848
A partir dos dados até o momento disponíveis, foi feita uma previsão de seu desempenho, apresentada na tabela III.
Os dados da tabela III permitem as seguintes interpretações:
l
o fator de capacidade do sistema é estimado em 15.7%, com uma geração média
diária anual de 61.6kWh/dia e uma produção anual de 1378.8kWh por Wp
fotovoltaico instalado.
l
sabendo-se que o consumo fora de ponta do CEPEL encontra-se na faixa de 250MWh/
mês a 300MWh/mês, a geração fotovoltaica proporciona uma redução de consumo
irrisória, na faixa de 0.6% a 0.7%.
l
considerando-se a tarifa de energia elétrica paga pelo CEPEL(4) em abr/04, de R$0.12366/
kWh (US$0.03899(5)), o valor anual da energia gerada seria de R$2782.57 (US$877.23),
de forma que o investimento no sistema fotovoltaico não será pago durante a sua vida
útil, estimada em 30 anos, mesmo sem levar em conta uma análise econômica detalhada
(taxa de juros, correções financeiras, depreciação, custos de manutenção, etc).
l
por outro lado, considerando-se a tarifa paga por um consumidor residencial(6) em
abr/04, de R$0.44172/kWh (US$0.13925), o valor anual da energia gerada seria de
R$9939.50 (US$3132.25), de forma que o custo inicial do sistema seria pago num
período aproximadamente igual à sua vida útil, de 30 anos, ainda sem as outras considerações econômicas necessárias.
O sistemas fotovoltaicos autônomos (stand-alone) já são uma realidade na eletrificação rural
em todo o mundo, incluindo o interior do Brasil, sendo considerados economicamente viáveis
para atender a cargas relativamente pequenas e distantes da rede elétrica. Contudo, a viabilidade econômica dos sistemas fotovoltaicos conectados à rede não foi alcançada em nenhum
lugar do mundo, conforme corroborado pelos resultados apresentados neste trabalho, e
ainda depende de alguma forma de subsídio. Acreditamos que ela virá a ocorrer a médio
prazo no futuro com a redução do custo dos sistemas e/ou o aumento das tarifas de energia.
7.0. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1] - IEA – International Energy Agency. PVPS – Photovoltaic Power Systems Programme. Annual Report 2002.
[2] - IEA – International Energy Agency. PVPS – Photovoltaic Power Systems Programme. Trends in Photovoltaics
Applications; Survey Report of selected IEA Countries between 1992 and 2002; August 2003.
[3] - CEPEL – Centro de Pesquisas de Energia Elétrica; Tomada de Preços 07/2002; Anexo I; Especificações Técnicas
de Fornecimento do Sistema Fotovoltaico Conectado à Rede do Bloco J do CEPEL; julho de 2002.
[4] - BP Solar; BP Solar Modules Technical Specifications.
[5] – SMA; Sunny Boy Technical Description; Issue 1.2.
[6] – SMA; Sunny Boy Installation and Operator’s Manual; Issue 1.2.
[7] – Soares, George A.; Galdino, Marco A.; Lima, Jorge H.; de Medeiros, Marcus B.; Otimização de Sistemas de
Bombeamento Solar; XVI SNPTEE – Simpósio Nacional de Produção e Transmissão de energia Elétrica; CampinasSP; 21-26 de outubro de 2001.
O CEPEL está enquadrado na tarifa horo-sazonal azul (Grupo A4 – 13.8kV). No cálculo leva-se em conta somente o
custo do kWh fora de ponta (a geração do sistema fotovoltaico nos horários de ponta e seu impacto na demanda do
CEPEL são desprezíveis), sem os encargos (ICMS, capacidade emergencial).
5
Cotação Dólar Comercial 26/5/04 R$3.172/US$.
6
tarifa B1, Light – RJ, sem encargos;
4
1849
INDICADORES DE CONSUMO
DE ENERGIA NO SETOR
HOSPITALAR BRASILEIRO1
Jeferson Borghetti Soares*
Alexandre Salem Szklo*
Maurício Tiomno Tolmasquim*
RESUMO
O objetivo deste trabalho é a elaboração de indicadores de consumo de energia para o
setor hospitalar brasileiro, resultantes dos diferentes perfis de oferta de serviços médicohospitalares. Estes indicadores facilitam a realização de estudos setoriais associados ao uso
eficiente de energia, a estudos de substituição interenergéticos e a comparações internacionais. A partir da análise de diagnósticos energéticos em hospitais brasileiros, foi possível a
classificação destes estabelecimentos em cinco categorias segundo seus indicadores específicos de consumo de energia.
1. INTRODUÇÃO
O objetivo principal deste artigo é estabelecer um conjunto de indicadores de consumo
de energia em hospitais brasileiros, contemplando aspectos qualitativos e quantitativos
correlatos a este consumo, tais como o porte e regularidade da demanda e o tipo de
serviço energético requerido.
As instalações hospitalares no Brasil constituem um conjunto bastante heterogêneo e
abrangente de consumidores de energia. Esta diversidade manifesta-se segundo a propriedade, o porte do estabelecimento, o número de leitos e a área construída, o padrão de uso
*CENERGIA – Centro de Economia Energética e Ambiental – Programa de Planejamento Energético - COPPE/UFRJ
[email protected], [email protected], [email protected] – Caixa Postal 68.565 - Ilha do Fundão - Rio de
Janeiro - RJ – Tels.: 21 2562 8775 /21 2560 8764 / 21 2560 8995 r. 224
1
Trabalho desenvolvido no ano de 2002 e financiado pelo Fundo Setorial de Petróleo e Gás (CTPetro).
1850
da energia, a complexidade dos serviços e a eficiência dos equipamentos empregados em
cada uso final. Não obstante, foi possível identificar um padrão de consumo energético em
hospitais brasileiros, a partir da base de dados disponível e dos diagnósticos energéticos
realizados em uma amostragem de hospitais brasileiros.
Com a finalidade de elaborar estes indicadores, foram cumpridas as seguintes etapas:
(1) análise da base de dados disponíveis para o setor no Brasil; (2) realização de diagnósticos energéticos para uma amostragem de hospitais; (3) elaboração de indicadores de
consumo de energia; e (4) proposição de tipologias conforme o uso da energia nos
estabelecimentos de saúde.
Neste sentido, as próximas seções deste artigo realizam uma breve análise das bases de
dados energéticos atualmente disponíveis no país e, em seguida, o artigo trata dos indicadores de consumo de energia e da tipologia de hospitais elaborada neste estudo.
2. Bases de dados energéticos de hospitais brasileiros
Os dados energéticos empregados para hospitais brasileiros derivaram de informações
contidas em diagnósticos energéticos realizados nestes estabelecimentos para o PROCEL/
ELETROBRÁS,2 bem como informações técnicas de hospitais obtidas em periódicos
nacionais/internacionais e visitas técnicas. Nestas visitas técnicas, constatou-se a dificuldade
em obter dados quantitativos de consumo de energia para os hospitais brasileiros, tanto
por razões de despreparo da equipe de engenharia de manutenção do hospital, quanto por
razões organizacionais da diretoria do hospital. Apesar da importância da qualidade do seu
fornecimento de eletricidade, observa-se ainda pouco nível de informação dos administradores de hospitais acerca do papel desta variável em seu planejamento operacional. Em
linhas gerais, as equipes de engenharia dos hospitais, consultadas durante este estudo, mostraram-se pouco informadas sobre:
l
Alternativas tecnológicas para suprimento de energia, como, por exemplo, a geração
de frio em ciclos de absorção;
l
Características técnicas específicas dos equipamentos existentes no próprio hospital;
l
Possíveis arranjos tarifários mais favoráveis para o hospital.
Como resultado, constatou-se a existência de equipamentos fora de uso,
sobredimensionamento da capacidade centralizada de geração de vapor, inadequação da
capacidade de distribuição do vapor gerado e, por fim, problemas de harmonização entre
o planejamento da expansão da oferta de energia e o tempo para expansão desta oferta.
Por exemplo, em alguns casos, o tempo de implantação de um motor a diesel em um
hospital superou seis anos, entre a decisão de compra e a própria entrada em operação do
gerador. Além disso, verificou-se em hospitais mais antigos, uma mudança significativa no
aproveitamento espacial da área construída, o que compromete a operação otimizada dos
sistemas inicialmente dimensionados.
Dados obtidos a partir de diagnósticos energéticos realizados pela Ecoluz em diversos hospitais brasileiros
em anos diferentes.
2
1851
O levantamento de dados energéticos de hospitais brasileiros aqui realizado baseouse principalmente em diagnósticos energéticos, distribuídos de forma abrangente o
bastante para cobrir três regiões do país, englobando os seguintes estados: Rio de
Janeiro, Bahia, Rio Grande do Sul, Paraná, Santa Catarina, Ceará, Pernambuco, Minas
Gerais e São Paulo. A estes diagnósticos, a análise aditou relatórios anuais de atividades
de alguns hospitais, que indicam os equipamentos disponíveis e os serviços prestados
nestes hospitais, favorecendo a realização e a comprovação da tipologia elaborada
neste estudo (Ecoluz, 1998 e 1999).
A análise das informações das bases de dados energéticos revelou a existência de
determinados padrões homogêneos de consumo de energia, seja na destinação do
consumo, seja no tipo de equipamento empregado. Ademais, existe uma correlação
entre o número de internações e de leitos de um hospital e sua demanda de água
quente, assim como entre a complexidade dos serviços médico-hospitalares e a demanda por condicionamento ambiental. Normalmente hospitais com maior nível de
conforto tendem a concentrar maior proporção de leitos em quartos individuais, equipamentos médicos mais sofisticados e maior demanda de condicionamento ambiental
por área construída. Quanto ao perfil de posse de equipamentos, os hospitais variam
conforme a tipologia do estabelecimento, mas tendem a se uniformizar dentro de uma
mesma tipologia. Por exemplo, hospitais de maior porte tendem a possuir caldeiras
para geração de vapor centralizado e, em sua totalidade, possuem serviço de lavanderia. Por outro lado, em hospitais com atendimento exclusivo ao SUS, o atendimento de
demanda por condicionamento ambiental se dá preferencialmente através de aparelhos de ar condicionado do tipo “janela”. São constatações deste tipo que serviram de
base para a elaboração dos indicadores físico-energéticos e das tipologias de consumo
de energia para hospitais brasileiros neste estudo.
3. Elaboração de Indicadores de consumo de energia e de tipologias de hospitais
A análise dos diagnósticos energéticos dos hospitais brasileiros (Ecoluz, diversos
anos), associada à base de dados primários da Pesquisa de Assistência Médico-Sanitária de 1999 do IBGE (2000), permitiu a elaboração de tipologias de hospitais conforme sua demanda por serviços energéticos. Definiram-se, assim, seis tipologias de hospitais: (1) Hospitais de grande porte - GP; (2) Hospitais de médio porte com alto nível
de conforto - MP(c); (3) Hospitais de médio porte com médio ou baixo nível de
conforto - MP(nc); (4) Hospitais de pequeno porte (PP); (5) Hospitais de capacidade
inferior a 50 leitos (<50); e (6) Hospitais que atendem exclusivamente o SUS (Só SUS).
A Tabela 1 resume os principais resultados relativos aos indicadores de consumo de
energia para hospitais brasileiros.
1852
Tabela 1: indicadores físico-energéticos médios para hospitais brasileiros.
,QGLFDGRUHV
*3
'HQVLGDGHGHOHLWROHLWRP ,QWHQVLGDGHPHQVDOWRWDON:KOHLWR
03F 03QF
0,0048 0,0143
3.301 2.682
33
6y686
0,0155 0,0191 0,0310 0,0300
952
977
619
248
(QHUJLDHOpWULFD
Participação da eletricidade (%)
Fator de carga elétrico
63,6
61,9
57,0
62,0
74,4
52,3
75,7
52,0
85,4
40,0
71,5
40,0
26,04
41,02
4,76
71,81
23,45
27,23
8,57
59,24
21,85
23,89
12,36
58,10
21,80
24,84
13,03
59,67
30,40
51,20
15,30
97,00
30,00
15,40
25,80
71,10
Iluminação (W/m2)
5,83
2
Condicionamento central (TR/100 m ) 1,58
Água quente para banho (m3/leito/mês) 2,27
Participação de condicionamento
54,10
central na TR instalada (%)
11,71
1,65
2,33
5,07
0,54
2,04
9,94
1,54
2,20
11,10
1,54
1,35
3,30
0,31
0,93
61,00
0,00
15,30
0,00
0,00
-----
-----
---
---
8VRILQDOGDHOHWULFLGDGH
Iluminação
Central de ar condicionado
Aquecimento de água
Total
,QGLFDGRUHVItVLFRV
(QHUJLDWpUPLFD
Fator de carga térmico (%)
Eficiência – central de geração de
vapor (%)
45,26
49,51
41,30
-----
74,55
80,00
50,00
---
Hospitais de Grande Porte (GP)
Compreendem hospitais com mais de 450 leitos, atendendo ou não à rede SUS e de
cunho geral – i.e., prestando assistência sanitária nas quatro especialidades básicas de clínica:
médica, cirúrgica, gineco-obstétrica e pediátrica. Estes hospitais possuem leitos de CTI,
gerador de emergência e equipamentos médicos de relativa complexidade. Em todos, os
serviços de lavanderia localizam-se dentro do estabelecimento hospitalar, e a grande maioria possui área construída acima de 100.000 m2. A participação de sistemas de condicionamento central a base de “chiller” centrífugo é também relativamente alta (Tabela 1).
Do consumo total de energia nestes hospitais, a eletricidade participa, em média, com
64%. A análise da destinação do consumo de eletricidade revela a concentração deste consumo nos usos finais: “iluminação” e “condicionamento ambiental”, com destaque maior
para a última (mais de 40% do consumo). Verificou-se a tendência de ocorrer uma relativa
simultaneidade entre as cargas elétricas e de condicionamento deste tipo de hospital, especialmente no verão, quando 60% da capacidade instalada em condicionamento estão em
operação no momento do pico da carga elétrica.
Como estes hospitais tendem a funcionar continuamente, esta também é a característica
observada na demanda por condicionamento, embora variável ao longo do tempo. E a
capacidade instalada em condicionamento, medida em TR/100m2, mostra que estes hospitais se situam na faixa superior da média brasileira.
1853
Em relação à demanda de energia térmica, hospitais GP normalmente utilizam sistemas
centrais de geração de calor,3 queimando preponderantemente óleo combustível BPF. Assim, há dependência de uma rede em circuito fechado que distribui o calor, o que resulta
também em perdas de isolamento e de geração, pois, sendo o dimensionamento do sistema realizado para a demanda térmica máxima, a central opera quase sempre abaixo de seu
rendimento nominal. O baixo fator de carga térmica é explicado principalmente pela operação descontínua da cozinha, que responde por grande parte da demanda de vapor do
hospital de grande porte. Registra-se, ainda, nesta tipologia, o consumo de GLP para cocção de alimentos, quando a cozinha não é atendida pela rede de distribuição de vapor, e
óleo diesel para partida de caldeiras e em geradores de emergência.
Hospitais de Médio Porte com Elevado Nível de Conforto (MP(c))
Hospitais de médio porte com elevado nível de conforte compreendem os hospitais
com capacidade entre 150 e 450 leitos e atendimento não exclusivo à rede SUS, que
possuem leitos disponíveis em CTI e gerador de emergência. Para a classificação destes
hospitais na Pesquisa de Assistência Médico-Sanitária do IBGE (2000), assumiu-se, arbitrariamente, que o padrão de conforto de um hospital de médio porte estaria condicionado pela proporção de leitos oferecidos em quartos individuais. Em geral, hospitais
com maior número de quartos individuais tendem a apresentar maior demanda por
condicionamento ambiental e a atender uma classe de renda da população brasileira,
cujas exigências de serviços não apenas hospitalares, mas também hoteleiros, dentro do
estabelecimento de saúde, são maiores.
Por definição, considerou-se que ou hospital MP(c) possuía mais leitos disponíveis em
quartos do que em enfermarias ou este hospital deveria atender à seguinte condição:
(HQIHUPDULDV ⋅ GH ⋅ 2OHLWRV × 2 + HQIHUPDULDV ⋅ GH ⋅ SHORV ⋅ PHQRV ⋅ 3 ⋅ OHLWRV × 3) 1
≤
/HLWRV ⋅ 7RWDLV ⋅ GR ⋅ +RVSLWDO
2
Em relação especificamente à demanda de condicionamento ambiental, adotou-se, como
critério distintivo, que os hospitais MP(c) deveriam ter uma capacidade instalada superior a
0,85 TR/100 m2. Dois fatores explicam este critério: primeiro, a partir deste limite, o consumo de energia elétrica dos hospitais de médio porte da amostragem se torna elevado e
converge para indicadores de consumo por leito relativamente próximos, e, segundo, hospitais com alta capacidade instalada de condicionamento por área construída tendem a
concentrar os serviços mais complexos disponibilizados pelos hospitais de médio porte da
amostragem elaborada.
Por exemplo, o Hospital Universitário da UFRJ possui uma caldeira operando 19 horas por dia, consumindo óleo
combustível BPF e gerando a vapor com título de 90% a 8,43 kgf/cm2, com eficiência média de 69,5%. O HSE possui
três caldeiras (capacidade total de 1.500 kg/h de vapor saturado a 12,50 kgf/cm2), operando 10 horas por dia e gerando
vapor a 7,00 kgf/cm 2, com eficiência média de 79,6%, consumindo gás manufaturado. Neste hospital, três linhas
independentes partem do coletor principal de distribuição de vapor: esterilização, destilação de água e cozinha. Não
se recupera o condensado, o que aumenta seguramente o consumo de combustível da caldeira. No hospital da
UNICAMP, por sua vez, a máxima demanda de vapor de 3.600 kg/h é atendida por caldeiras que produzem vapor
saturado a 7,50 kgf/cm2 (Silveira et al, 1995). A geração de vapor atende a demanda de vapor da cozinha (800 kg/h ou
2,00 kg/h por leito), a demanda de vapor da lavanderia (2160 kg/h de vapor ou 5,40 kg/h por leito) e outras demandas
energéticas, como, por exemplo, parte da demanda por água quente a 60oC.
3
1854
Em relação ao indicador de consumo total por leito (Tabela 1), nesta tipologia verifica-se um consumo específico 19% menor do que o da tipologia anterior. No entanto,
como a densidade de leitos em hospitais MP(c) é maior do que em hospitais GP, o
consumo total de energia por área construída nos primeiros se torna 142% maior do que
nos últimos. Em relação à capacidade instalada de condicionamento, existe na tipologia
MP(c) uma grande variação entre os hospitais da amostragem, com o indicador variando
entre 0,87 e 3,17 TR/100 m2.
Do consumo total de energia desta tipologia, a eletricidade participa, em média, com
57%. Novamente, como no caso dos hospitais GP, o restante do consumo de energia é
praticamente todo baseado no combustível empregado no sistema central de geração de
vapor, sendo, normalmente, empregado óleo BPF. Há ainda consumo praticamente desprezível de óleo diesel para geração de emergência. Assim como ocorre com a tipologia
anterior, aqui o baixo fator de carga térmica é explicado principalmente pela operação
descontínua da cozinha, que responde por grande parte da demanda de vapor do hospital.
Hospitais de Médio Porte com Médio ou Reduzido Nível de Conforto - MP(nc)
Hospitais de médio porte, que atendem não exclusivamente ao SUS, são aqueles cuja
capacidade varia entre 150 e 450 leitos. Os hospitais com menor nível de conforto não
têm leito de CTI e, em sua maioria, usina de produção de O2 medicinal. Ademais, para
a classificação de hospitais nesta categoria, assumiu-se o critério especular ao adotado
para hospitais MP(c):
(enfermarias ⋅ de ⋅ 2leitos × 2 + enfermarias ⋅ de ⋅ pelos ⋅ menos ⋅ 3 ⋅ leitos × 3) 1
≥
Leitos ⋅ Totais ⋅ do ⋅ Hospital
2
Assim, novamente assumiu-se que o padrão de conforto de um hospital de médio porte
estaria condicionado pela proporção de leitos oferecidos em quartos individuais. Em relação especificamente à demanda de condicionamento ambiental, assumiu-se que os hospitais na amostragem de diagnósticos energéticos que se enquadravam na tipologia aqui
estabelecida deveriam ter uma capacidade instalada inferior a 0,85 TR/100 m2.
Em relação ao indicador de consumo total de energia por leito (Tabela 1), nesta tipologia
verifica-se um consumo 64% menor do que o da tipologia anterior, o que se justifica nas
próprias características dos hospitais de menor conforto, havendo uma correlação entre conforto e complexidade de serviços para hospitais de médio porte. Neste grupo de hospitais, a
participação do condicionamento ambiental no consumo de energia elétrica, igual a 24%,
somente não é menor, porque a maior parte dos aparelhos empregados é do tipo de janela.
Do consumo total de energia de hospitais MP(nc), a eletricidade participa, em média,
com 74%, pois a maioria dos estabelecimentos não possui sistema de geração de calor
central. Em geral, o insumo energético utilizado além da eletricidade é o GLP, queimado de
forma descentralizada para atendimento das demandas de água quente da cocção e da
lavanderia, principalmente. Nos poucos casos em que o hospital tem caldeira, o combustível majoritariamente empregado é ainda o óleo BPF. O baixo rendimento apresentado
pelas caldeiras destes hospitais (quando existentes) justifica-se tanto no sobredimensionamento
dos equipamentos quanto na sua idade elevada e manutenção inadequada.
1855
Hospitais de Pequeno Porte - PP
Hospitais de pequeno porte, que atendem não exclusivamente ao SUS, são aqueles cuja
capacidade varia entre 50 e 150 leitos. Diante da heterogeneidade dos hospitais para a
tipologia aqui estabelecida, não é possível afirmar se o hospital possui ou não leito de CTI.
No Brasil, conforme os dados do IBGE (2000), em 1999, 31,1% dos hospitais PP tinham
leito de CTI, havendo, porém, significativa disparidade regional, já que 48,9% desta categoria de hospitais no Sudeste possuíam leito CTI, enquanto que, no Nordeste, este número se
reduzia drasticamente para 6,7% e no Norte, chegava a 3,2%. No entanto, é possível constatar que existe um certo padrão para:
l
Existência de serviços de lavanderia nos hospitais;
l
Existência de mamógrafo no hospital;
l
Existência de condicionamento central;
l
Contratação da energia elétrica, no que tange ao enquadramento tarifário.
Em relação à amostragem de diagnósticos energéticos, comprovou-se que a tipologia
aqui estabelecida compreende uma vasta gama de hospitais, abarcando aqueles que consomem exclusivamente eletricidade (mesmo para aquecimento de água destinada à cocção)
até outros cuja área construída é da mesma ordem de grandeza, mas com mais do dobro
do número de leitos. Este último caso situa-se na faixa limítrofe de capacidade que caracteriza a tipologia, gerando calor em sistema centralizado com consumo de gás em caldeiras e
em equipamentos da cozinha.
Não obstante, apesar da heterogeneidade da tipologia estabelecida, optou-se por mantêla, já que os hospitais nela agrupados não se enquadram nem na categoria anterior nem nas
categorias subseqüentes. Em média, embora tenham resultados semelhantes aos dos estabelecimentos MP(nc) para indicadores como “consumo total de energia por leito” (977
contra 952 kWh/leito), os hospitais PP têm, em geral, maior capacidade instalada específica
de condicionamento (1,54 TR/100 m2 contra 0,54 TR/100m2), fazem maior uso de condicionamento central, e apresentam maior potência instalada por área construída para iluminação. Na comparação entre hospitais PP e MP (nc), também se percebe que os primeiros podem apresentar serviços mais complexos, como mamografia, e têm maior quantidade de leitos por área construída.
Do consumo total de energia desta tipologia de hospitais, a eletricidade participa, em
média, com 76%. O fator de carga elétrica destes hospitais, de 52% é inferior à média das
duas primeiras tipologias analisadas neste documento, enquanto se aproxima do valor estabelecido para a tipologia MP (nc). No entanto, diferentemente do que ocorre na tipologia
MP (nc), para a qual a variação entre as observações na amostra se dá entre 49 e 55%, aqui
a variação abrange a faixa entre 43 e 59%, corroborando a própria característica de maior
heterogeneidade da tipologia.
Finalmente, em relação à demanda de energia térmica, majoritariamente, o seu atendimento se baseia no consumo de GLP ou de gás manufaturado, especialmente para produção de água quente e do calor usado no aquecimento direto das cozinhas.
1856
Hospitais de Capacidade Inferior a 50 Leitos - (<50)
Hospitais de capacidade inferior a 50 leitos, que atendem não exclusivamente ao SUS,
são aqueles de menor capacidade, conforme dados de IBGE (2000). Novamente, neste
caso, diante da reduzida base de informações energéticas e, também, de uma relativa padronização das informações obtidas, não se realizou a distinção entre hospitais de maior e
menor nível de conforto. Em geral, poucos hospitais de reduzido porte têm ar condicionado central e muitos não possuem serviço de lavanderia.
Em relação ao indicador de consumo total de energia por leito (Tabela 1), nesta tipologia
verifica-se um valor 37% menor do que o da tipologia anterior. No entanto, o consumo
específico mensal por área construída, estimado em 230 kWh/m2 a partir da densidade de
leitos por área construída da amostragem, é apenas inferior ao da tipologia MP(c), igual a
460 kWh/m2. A alta densidade de leitos da tipologia <50 é razoável, pois, nos hospitais
desta tipologia, deve haver mais espaço disponível por área construída para leitos: menos
de 80% dos estabelecimentos possui leitos de CTI e quase 20% terceiriza o serviço de
lavanderia, por exemplo.
Do consumo total de energia desta tipologia de hospitais, a eletricidade participa, em
média, com 85%, havendo casos em que quase o todo o consumo energético é elétrico e
casos em que o consumo de GLP ou de gás natural para cocção se mostra representativo.
Para a destinação “condicionamento ambiental”, a elevada participação no consumo de
energia elétrica se deve, mormente, ao uso praticamente exclusivo de aparelhos de janela.
Como estes equipamentos têm menor desempenho, reduzida vida útil e dificuldade de
adequação às normas técnicas de hospitais, devido a limitações de seu controle de temperatura, o consumo de eletricidade para condicionamento torna-se elevado, embora este
resultado não signifique maior nível de conforto do hospital. Também é comum, como
indicaram alguns diagnósticos energéticos (Ecoluz, diversos anos), a existência de aparelhos
de janela com filtros ou serpentinas sujos, o que afeta o funcionamento do compressor.
Hospitais de Atendimento Exclusivo ao SUS - (Só SUS)
Conforme ressaltado nas tipologias anteriores, diante da base de dados disponível, optou-se por realizar, primeiramente, a distinção entre hospitais com atendimento exclusivo
ao SUS e hospitais que atendem não exclusivamente ao SUS. Isto, porque se averiguou que
hospitais que atendem exclusivamente ao SUS tendem a:
l Ter maior número de leitos por área construída (independente da capacidade do
hospital), o que aproxima esta tipologia daquela estabelecida para hospitais com capacidade inferior a 50 leitos, cuja densidade de leitos média foi de 0,031;
l Ter menor capacidade instalada em condicionamento e utilizar preferencialmente sistemas individuais, o que aproxima esta tipologia daquela estabelecida para hospitais de
médio porte com menor conforto (MP(nc));
l Disponibilizar, relativamente aos hospitais de maior porte, menor número de leitos de CTI, o
que aproxima esta tipologia da definida para hospitais com capacidade inferior a 50 leitos;4
Conforme a base do IBGE (2000), na rede de hospitais que só atendem ao SUS, 4,3% do Nordeste têm leitos de CTI,
6,5% do Norte têm leito de CTI, 7,4% do Sul têm leito de CTI, 8,3% do Centro-Oeste têm leito de CTI e 27,5% do
Sudeste têm leito de CTI.
4
1857
l Ser majoritariamente de propriedade pública, o que sugere restrições de ordem orçamentária para investimento;
l Apresentar uma menor proporção de serviços/equipamentos complexos e de geradores de emergência. Por exemplo, enquanto a tipologia GP acusa a ocorrência de gerador
de emergência em cerca de 80% dos estabelecimentos de saúde, na pesquisa primária do
IBGE (2000), a rede de atendimento exclusivo ao SUS (independentemente da capacidade
do hospital) acusa a freqüência de ocorrência de 30,1%;
l Ter porte reduzido, em geral abaixo de 50 leitos por hospital, salvo para a Região
Sudeste cujo porte médio supera 100 leitos por estabelecimento, levando a média nacional
para um valor ligeiramente superior a 50 leitos por hospital.
Os dados de um hospital na Bahia com atendimento exclusivo ao SUS são bem
emblemáticos para distinguir esta tipologia das outras aqui estabelecidas. Por sua capacidade, este hospital (com 1.100 leitos) seria classificado na primeira tipologia, estabelecida para
hospitais com mais de 450 leitos. No entanto, tem ele o consumo mensal específico por
leito de cerca de 260 kWh/leito, enquanto um hospital GP tem o consumo específico
médio total de energia equivalente a 3301 kWh/leito (Tabela 1).
Em relação a este indicador, esta tipologia apresenta um valor, em média, cerca de 13
vezes menor do que o obtido para a tipologia GP, e cerca de 2,5 vezes do é o obtido para
hospitais <50. Trata-se de um resultado importante especialmente para as regiões Nordeste
e Norte, onde a oferta de leitos desta tipologia chega a quase 50% dos leitos oferecidos nas
regiões. Do consumo total de energia, a eletricidade participa, em média, com 71%, o
restante do consumo derivando do uso de GLP para geração de calor descentralizada (em
equipamentos com rendimento entre 50 e 60%). Merecem também atenção os baixos
índices de condicionamento (0,31 TR/100m2) e de iluminação (3,30W/m2). A destinação
da eletricidade também condiciona o baixo fator de carga elétrico dos hospitais aqui agrupados, porquanto a destinação “aquecimento de água” tende a ter seu uso concentrado em
algumas horas por dia (elevando o pico de carga elétrica dos hospitais).
4. Estimativa do consumo de energia em hospitais brasileiros
A partir da elaboração dos indicadores físico-energéticos para cada tipologia, é possível, então, realizar-se uma estimativa do consumo de energia do setor hospitalar brasileiro (Tabela 2). Ao se comparar estes resultados com aqueles disponíveis no Balanço
Energético Nacional de 1999 (MME, 2000),5 verifica-se que o setor hospitalar tem um
peso relevante dentro do consumo total de energia do setor comercial, especialmente em
relação ao consumo de combustíveis fósseis. Trata-se de um resultado importante que
revela o impacto dentro do setor comercial da substituição dos combustíveis consumidos no setor hospitalar, o que revela oportunidades para a inserção do gás natural na
matriz energética destes estabelecimentos.
Utiliza-se o ano-base de 1999 porque a base do IBGE de dados primários corresponde a este ano. Em relação ao uso
do setor comercial na comparação, adotou-se a classificação do Balanço Energético Nacional que insere o serviços de
saúde dentro do setor comercial, independente da natureza do estabelecimento de saúde.
5
1858
Tabela 2: Participação do setor hospitalar dentro do consumo de energia do setor comercial
(QHUJLD
3DUWLFLSDomR
Elétrica
8,86%
Combustíveis Fósseis
18,90%
Total
10,63%
Fonte: elaborado a partir das estimativas e dos dados do
BEN (MME, 2000)
Adicionalmente, em termos de consumo de energia por tipologias (Figura 1), percebese que três tipologias se destacam, representando, somadas, 77% do consumo total de
energia, 84% do consumo de combustíveis fósseis e 74% do consumo de eletricidade. São
elas: hospitais de grande porte sem atendimento exclusivo ao SUS (GP), hospitais de médio porte com alto nível de conforto e sem atendimento exclusivo ao SUS (MP(c)) e
hospitais de pequeno porte sem atendimento exclusivo ao SUS (PP). Hospitais GP e MP(c)
justificam este resultado em seu maior consumo específico, já que em termos de oferta de
leitos constituem um pouco mais de 15% da oferta total brasileira. Hospitais PP, por sua
vez, têm consumo específico inferior ao das outras duas tipologias e superior ao das demais tipologias, e representam 30% da oferta de leitos do país.
Figura 1: Distribuição do consumo total de energia estimado para o setor hospitalar brasileiro
Energia Total
<50 SUS
4% 7%
Norte
3%
Nordes te
21%
CentroOes te
7%
Energia Total
GP
22%
PP
23%
Sudes te
48%
MP (nc)
5%
Sul
21%
MP ( c)
39%
5. Conclusões
Embora o setor hospitalar seja emblemático para estudos energéticos no setor comercial, as dificuldades enfrentadas inicialmente para a condução deste estudo revelaram a carência de uma base de dados energéticos no Brasil, adequada a estudos de potenciais de
conservação de fontes primárias de energia ou de substituição interenergéticos, por exemplo. Tais estudos não têm cunho somente acadêmico. Muito pelo contrário, no atual contexto do setor energético brasileiro, eles revelam potenciais de aproveitamento técnicoeconômico para fontes energéticas emergentes na matriz brasileira, como o gás natural, e
também nichos de mercado para eventuais alternativas de eficiência energética. Também
são sobremodo importantes para estudos de comparação internacional e, mesmo, para
análises de mercado de equipamentos de consumo de energia.
1859
Neste sentido, este estudo acaba por revelar as lacunas relacionadas às bases de dados
energéticos brasileiros, que precisam ser substancialmente melhoradas. Em outros termos, este estudo tem o condão de apontar a necessidade de que haja uma coleta maior
de dados energéticos de segmentos do setor terciário da economia brasileira – coleta,
esta, que poderia ser realizada através da coordenação entre a universidade, órgãos do
governo (como o próprio Ministério das Minas e Energia, responsável pelo Balanço
Energético Nacional), o Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE) e associações de empresas ou de classes. No contexto de transição por que passa o setor energético
brasileiro, é mister enfatizar o papel cada vez mais estratégico e relevante que a informação assume. De fato, boa parte da tarefa de regulação de agências governamentais consiste em manter-se sempre o mais bem informadas possível. Isto, enquanto as deixa
menos sujeita à captura do agente regulador pelo mercado, as coloca na posição privilegiada de continuamente fornecer sinais adequados ao mercado, servindo também de
esteio à formulação e aplicação de políticas energéticas.
Agradecimentos
Os autores agradecem a colaboração do engenheiro João Carlos de Souza Marques
nas etapas preliminares de realização deste estudo. Também agradecem à CAPES (Programa PRODOC), ao CNPq, à FINEP e ao Fundo Setorial de Petróleo e Gás (CTPetro)
pelo apoio financeiro.
REFERÊNCIAS
ECOLUZ [Ecoluz Consultores Associados]. Avaliação do potencial de redução de consumo e custos com uso de
energia. Hospital São Lucas da PUC/RS (Porto Alegre/RS). Salvador/Bahia. 1999.
ECOLUZ [Ecoluz Consultores Associados]. Avaliação do potencial de redução de consumo e custos com uso de
energia. Hospital Mãe de Deus (Porto Alegre/RS). Salvador/BA. 1998.
ECOLUZ [Ecoluz Consultores Associados]. Diagnósticos energéticos realizados em hospitais brasileiros. Diversos anos.
IBGE [Fundação Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística]. Pesquisa de Assistência Médico-Sanitária 1999. Rio de
Janeiro/RJ, Brasil. 2000.
MME [Ministério das Minas e Energia]. Balanço Energético Nacional. Ano base 1999. Brasília. 2000.
Silveira, J. L.; Walter, A. C. S.; Luengo, C. A. Co-geração para pequenos usuários: estudo de casos no setor terciário.
Eletricidade Moderna. Junho/1995.
Szklo, A. S.; Soares, J. B.; Tolmasquim. M. T. “Economic potential of natural gas-fired cogeneration in Brazil: two case
studies”. Applied Energy. Vol. 67 (3): 245-263. November 2000.
Tolmasquim, M. T.; Szklo, A. S. Analysis of Brazil’s cogeneration legal framework. Energy conversion & management.
44 (3): 369-380. February. 2003.
1860
ANÁLISE OPERACIONAL DE UM
SISTEMA FOTOVOLTÁICO DE
BOMBEAMENTO DE ÁGUA1
Evandro M. Kolling2
Samuel N. Melegari de Souza 3
Celso E. Lins de Oliveira3
RESUMO
O bombeamento de água é uma das atividades mais difundidas quanto ao emprego da
energia solar fotovoltaica; porém, apesar de se apresentar como uma alternativa interessante, o
alto custo, baixa eficiência dos sistemas e projetos inadequados, restringem sua aplicação. O uso
racional, baseado na utilização mais eficiente de seus equipamentos está vinculado ao conhecimento do comportamento operacional destes sistemas. No presente trabalho objetivou-se avaliar o comportamento de um sistema fotovoltaico de bombeamento de água diretamente
acoplado, sob diferentes condições de irradiância solar, por meio da montagem de uma bancada de testes, submetendo-o a diferentes alturas manométricas e determinando a vazão fornecida.
A análise dos resultados permitiu estabelecer um modelo de regressão para estimativa de vazão
do sistema em função da irradiância e altura manométrica. Concluiu-se que a potência gerada
pelo painel e a vazão fornecida pela moto-bomba estão diretamente relacionadas a irradiância
solar e a altura manométrica e, influenciam na eficiência do sistema. A máxima eficiência do
painel foi de 8%, 39% para a moto-bomba e, 2,3% na interação dos componentes.
Palavras-chave: irradiância solar, carga de bombeamento, vazão do sistema.
INTRODUÇÃO
Muitas propriedades e comunidades rurais no Brasil, principalmente na Região Norte e
Nordeste, não são atendidas com energia elétrica, pois estão distantes das centrais de geração de eletricidade. Uma das formas de garantir o suprimento de energia elétrica, nessas
propriedades ou comunidades rurais isoladas seria a implantação de sistemas energéticos
baseados em fontes alternativas de energia. Dentre elas, a energia solar é uma das mais
1
Parte da dissertação de Mestrado do primeiro autor, Mestrado em Engenharia Agrícola/UNIOESTE.
Eng. Agrícola, MSc. COAMO - Cooperativa Agrícola de Campo Mourão/PR, Doutorando UEM.
2
3
Prof. Adjunto do Curso de Mestrado em Eng. Agrícola
– UNIOESTE/CCET-Cscavel. E-mail: [email protected]. Rua Universitária 2069, CEP 85814-110 Cascavel/PR
1861
promissoras, podendo ser utilizada no aquecimento de água por meio dos coletores
termossolares e geração de eletricidade por meio de painéis fotovoltaicos para iluminação
e bombeamento de água.
O dispositivo conversor da energia solar em eletricidade é a chamada célula fotovoltaica
e, a associação destas, compõe os chamados painéis fotovoltaicos. A maior ou menor
capacidade de geração de energia utilizando-se painel fotovoltaico depende do arranjo dos
painéis, em série ou paralelo, e da radiação solar local, o qual tem influência direta na
corrente elétrica, ALMEIDA et al. (1999). Tal sistema pode ser acoplado diretamente a um
motor elétrico e bomba centrífuga ou de diafragma, para bombeamento de água nos
momentos onde ocorre a disponibilidade de energia solar.
Para LOXSOM & DURONGKAVEROJ (1994), um sistema fotovoltaico de
bombeamento diretamente acoplado é constituído de três componentes principais: um
conjunto fotovoltaico, um motor de corrente contínua e uma bomba d’água. O painel
fotovoltaico converte energia solar em corrente elétrica que alimenta o motor, o qual é
acoplado à bomba d’água. Quando o painel supre o motor com potência elétrica suficiente, ele produz torque mecânico e a bomba começa a trabalhar.
O rendimento e capacidade de bombeamento dos sistemas fotovoltaicos são particularmente dependentes de certas condições de trabalho. Conforme SILVA (2000), a radiação solar aplicada sobre o módulo gera energia elétrica para o bombeamento de água e a
vazão bombeada mantém relação com a altura manométrica e capacidade de geração dos
módulos fotovoltaicos.
THOMAS (1987) esclarece que as bombas de diafragma e de pistão são as mais
adaptadas e recomendadas aos sistemas fotovoltaicos diretamente acoplados, porque a
produção independe da carga, sendo diretamente proporcional ao volume varrido pelo
diafragma ou pelo pistão e por responderem melhor às variações de potência provocadas
pela irradiância solar.
Segundo KOU et al. (1998), utilizando-se de um sistema SIEMENS M75 composto
de 10 módulos e uma bomba SCS 5.7 – 160, operando na combinação de seis módulos
em série e quatro em paralelo, os autores observaram que o sistema exigiu 300 W/m2
para acionamento da moto-bomba de diafragma e a vazão fornecida aumentava com a
irradiância e diminuía com a carga. A máxima vazão verificada no estudo foi de 2,2 litros
por segundo, livre de carga e a máxima altura manométrica vencida pelo sistema foi de
25 m com vazão de 0,5 l/s.
As moto-bombas de diafragma, como já foi mencionado, são as mais adaptadas à
aplicação direta em sistemas fotovoltaicos, porém ainda são raros os estudos relacionados
ao seu comportamento operacional, nessa condição de aplicação. PROTOGEROPOULOS
& PEARCE (2000) observaram o comportamento de uma moto-bomba SHURFLO
9325 de diafragma, operando a 12 e 24V, acionada por módulos fotovoltaicos de diferentes potências. Nas condições de 12 V a máxima vazão observada foi, aproximadamente,
de 370 l/h a uma altura manométrica de 5 m. Sob as mesmas condições, verificou-se que
os módulos de 110 e 165Wp de potência não provocaram variações de vazão quando a
irradiância alcançava 700 W/m2. A eficiência hidráulica chegou próxima de 60%, nas condições de 20 e 40 m de altura manométrica. Para a situação de operação em 24 V e 5m de
1862
altura manométrica, a vazão instantânea ficou em torno de 500 l/h, com 110 Wp de potência e irradiância entre 700 e 1000 W/m2. A máxima eficiência hidráulica observada para tal
tensão foi de 50% para altura manométrica de 40 a 50 m.
A vazão de um sistema fotovoltaico de bombeamento diretamente acoplado depende
de certas condições de funcionamento, baseado nisso, JAFAR (2000) analisou o comportamento de um destes sistemas (não é especificado), operando em cinco alturas manométricas,
variando de 2,9 a 13,8 m, com o objetivo de modelar o fluxo de água fornecido. Segundo
o autor, a vazão depende basicamente de dois fatores, da carga de bombeamento e da
irradiância solar e, em geral, a vazão aumenta com a irradiância solar, mas não linearmente.
Concluiu-se que uma equação de segunda ordem ajusta-se bem aos dados de vazão em
relação à irradiância, porém, devido às inúmeras possibilidades de cargas de bombeamento,
as equações são vinculadas a cada carga de trabalho.
Neste trabalho, objetivou-se obter informações quanto ao comportamento dos
parâmetros operacionais de um sistema fotovoltaico de bombeamento de água, tais
como eficiência energética global e vazão de água, submetendo-o a diferentes alturas
manométricas e níveis de irradiância solar e, finalmente, estabelecer um modelo para
estimativa de vazão de água do sistema em função da altura manométrica e irradiância.
O sistema foi composto de uma moto-bomba SHURFLO modelo 2088, acionada por
um painel fotovoltáico SOLARIS modelo Ap6150. Tal observação visou intensificar os
estudos aplicados a estes sistemas e dar respaldo a um dimensionamento mais adequado
as necessidades comuns de operação.
MATERIAL E MÉTODOS
O trabalho foi realizado na UNIOESTE - Universidade Estadual do Oeste do Paraná
– Campus Cascavel - Pr, a uma latitude de 24º 53’ Sul, longitude de 53º 23’Oeste, com uma
altitude média de 682 metros.
A análise foi feita mediante montagem de uma bancada de testes, junto a Estação
Agrometeorológica e Laboratório de Hidráulica do referido Campus, composta por
duas caixas d’água em diferentes níveis. O sistema de bombeamento foi composto por
uma moto-bomba SHURFLO modelo 2088 acionada por um painel fotovoltaico
SOLARIS modelo Ap6150.
A metodologia empregada na análise de sistemas fotovoltaicos de bombeamento de água
foi vinculada à determinação da vazão, altura manométrica, tensão e corrente do motor e
irradiância global no plano do painel. Desta forma, fez-se necessário a montagem de uma
bancada de ensaios, a qual permitiu submeter o sistema a diferentes condições de trabalho.
O experimento foi composto de duas caixas d’água de 250 litros em diferentes níveis. A
moto-bomba acionada pela potência do painel solar fotovoltaico foi montada em uma
bancada sobre a caixa inferior e, acoplado um manômetro diferencial de mercúrio entre a
tubulação de sucção e recalque, o qual permitiu, por meio do deslocamento da coluna de
mercúrio, a leitura da pressão de trabalho e conseqüentemente a altura manométrica. A
tubulação de recalque foi composta por um registro de gaveta que permitiu variar a pressão no sistema, diferenciando, assim, a altura manométrica de trabalho, conforme
metodologia de teste citada por LASNIER e ANG (1990). A caixa em nível superior
recebia o volume de água bombeado e, munida de um “ladrão” (sistema de descarga),
1863
permitia o retorno da água à caixa em nível inferior que por sua vez alimentava novamente o sistema, mantendo constante o volume de água da caixa e fechando o ciclo de
trabalho. A Figura 1 mostra a montagem do experimento.
Figura 1. Diagrama esquemático do experimento.
As diferentes alturas manométricas estudadas, num total de seis, foram determinadas
por meio de testes preliminares, buscando equivalência com as cargas do catálogo da
moto-bomba, respeitando os limites da bancada de testes. Seguindo a observação, as
alturas manométricas empregadas foram de 4, 7,5, 11, 13, 15 e 19 m. Por meio de uma
prévia calibração, os pontos equivalentes a cada altura manométrica em análise foram
referenciados no manômetro, os quais no momento da tomada de dados eram alcançados com o registro de gaveta.
O nível de irradiância solar aplicada ao painel para conversão em potência elétrica, em
cada situação e instante de trabalho foi fornecido pela Estação Agrometeorológica, obtidos por um Piranômetro KIPP & ZONEN modelo–CM3 e um sistema Micrologger
CAMPBELL SCIENTIFIC-INC modelo CR10x de aquisição de dados. A potência gerada pelo painel e aplicada a moto-bomba, foi determinada por meio da tensão e corrente
fornecidas pelo painel a moto-bomba, com auxílio de um Voltímetro digital MINIPA
modelo ET-2060 e um Amperímetro digital BRYMEN modelo BM600. A potência hidráulica (kW) oferecida pela moto-bomba foi calculada segundo PROTOGEROPOULOS
& PEARCE (2000), baseando-se no peso específico da água na carga de bombeamento e
na vazão fornecida pela moto-bomba.
A eficiência do painel foi obtida pela relação entre a potência elétrica gerada e potência
de irradiância solar disponível (irradiância solar W/m2 multiplicada pela área do painel,
1,26 m2). A eficiência da moto-bomba foi definida pela relação entre a potência hidráulica e a potência elétrica gerada e, a eficiência global do sistema pela relação da potência
hidráulica e a energia solar disponível.
1864
RESULTADOS E DISCUSSÃO
Comportamento da eficiência do sistema
Foram empregadas na análise seis alturas manométricas, variando de quatro a 19 m.
Os resultados encontrados permitiram verificar que para menores alturas manométricas
obteve-se maiores vazões, porém não representam a maior eficiência do conjunto. O
sistema é mais eficiente quando submetido a cargas mais elevadas, visto que sua eficiência é função da potência hidráulica que aumenta de forma proporcional ao aumento
da carga (altura manométrica). Na condição de 19,0 m de altura manométrica (Figura
2b), verificou-se a maior eficiência da moto-bomba de 39%, e a máxima eficiência
global do conjunto de 2,3%. A eficiência global do sistema é baixa devido a baixa
eficiência de conversão do painel. A máxima eficiência do painel foi de 8%, para a uma
altura manométrica de 4 m (Figura 2a), onde se verificou também a máxima vazão
fornecida pelo sistema.
Figura 2. Comportamento da eficiência do sistema em relação a irradiância solar disponível.
50
30
Ef.p4
Ef.b4
Ef.G4
Ef.p19
45
25
Ef.b19
Ef.G19
40
35
20
Eficiência (%)
Eficiência (%)
30
15
10
8
7
6
5
4
3
2
1
0
200
300
400
500
600
700
800
900
25
20
15
8
7
6
5
4
3
2
1
0
400
1000
2
500
600
700
800
900
1000
2
Irradiância (W/m )
(a)
Irradiância (W/m )
(f)
*(Ef.p – Eficiência do painel, Ef.b – Eficiência da moto-bomba, Ef.G – Eficiência global).
A eficiência global é influenciada principalmente pelo comportamento da moto-bomba
do sistema, cuja eficiência e variação são mais significativas que no caso do painel fotovoltaico
do conjunto. De uma forma geral, o aumento da eficiência global com a irradiância é
crescente (até 600 W/m2) e depois decrescente. Isso se explica pelo fato de que a potência
hidráulica é limitada e a irradiância solar disponível não o é, assim haverá um determinado
ponto em que esse limite ocorre para um potencial de irradiância solar maior, ocasionando
a diminuição da eficiência global.
Capacidade de bombeamento do sistema para diferentes alturas manométricas
A Figura 3 apresenta os gráficos referentes ao comportamento da vazão fornecida e
potência empregada na moto-bomba, com relação à irradiância solar disponível. Observou-se que a melhor utilização da potência elétrica gerada pelo painel fotovoltáico foi
obtida a uma carga de 11m, alcançando 74W dos 75W que o painel pode fornecer segundo o fabricante (Figura 2, (c)).
1865
Figura 3. Comportamento da potência elétrica gerada e vazão fornecida pelo sistema
em relação a irradiância disponível.
14
80
14
80
12
70
12
70
6
Altura de 4 m
Vaz.
Pot.
4
Vazão (l/min)
40
Potência (W)
50
8
40
6
Altura de 7,5 m
Vaz.
Pot.
30
4
30
20
20
2
2
10
200
300
400
500
600
700
800
900
10
200
1000
300
400
600
700
800
900
1000
2
2
Irradiância (W/m )
(a)
Irradiância (W/m )
(b)
14
80
12
70
12
70
60
10
50
8
40
6
Altura de 11m
Vaz.
Pot.
4
Vazão (l/min)
80
Potência (W)
14
10
Vazão (l/min)
500
60
50
8
40
6
Altura de 13 m
Vaz.
Pot.
30
4
Potência (W)
Vazão (l/min)
50
8
60
10
Potência (W)
60
10
30
20
20
2
2
300
400
500
600
700
800
900
10
10
1000
300
400
500
600
700
800
900
1000
2
2
Irradiância (W/m )
(d)
Irradiância (W/m )
(c)
Na Tabela 1, permitiu-se analisar a capacidade de bombeamento de água do sistema nas
diferentes condições de altura manométrica ao qual foi submetido. O nível médio de
irradiância varia entre as cargas, devido a começarem e finalizarem sua operação em níveis
diferentes de irradiância. A vazão, como esperado, diminui com a carga, porém exige que
mais energia seja disponibilizada para operação.
O número de horas de operação também varia com a carga e, como é conhecido
apesar de não tão bruscamente, também com o dia, justificando a determinação dos níveis
de irradiância inicial e final de operação, através dos quais se pode determinar o número de
horas de funcionamento do sistema. Quando sujeito a cargas maiores, o sistema opera
menor tempo em um mesmo dia, visto que são exigidos níveis maiores de irradiância, o
que, conseqüentemente, afeta o volume total de água bombeado durante o dia. Para as
condições de melhor desempenho do sistema, com vazão média de 5.565 l/dia a 4m, seria
possível alcançar 2031,0 m3 de água bombeada por ano.
1866
Tabela 1. Vazão média fornecida pelo sistema em diferentes cargas de bombeamento.
Horas de
Irrad. Média
Vaz. Média
operação
Vazão Diária
(W/m2)
(l/min)
(horas)
(l/dia)
4
685
10,91
8,50
5565
7,5
717
9,89
8,25
4941
11
755
9,31
7,75
4329
13
769
8,36
7,50
3761
15
784
8,15
7,00
3425
19
809
6,52
6,25
2445
Carga (m)
Modelo de estimativa de vazão
A vazão de um sistema fotovoltaico de bombeamento diretamente acoplado depende
basicamente do nível de irradiância solar e da carga de bombeamento (altura manométrica),
ou seja, a vazão é função da irradiância e da carga (Q = f(G, H)), sendo que a vazão em
relação à irradiância solar não apresenta uma linearidade definida. Dessa forma, analisando-se a regressão de melhor ajuste dos dados experimentais da Tabela 1 e Figura 3, obtevese uma função quadrática ou, polinomial de segunda ordem, como a mais ajustável, convergindo com o modelo de comparação.
Um modelo polinomial de terceira ordem também poderia ser utilizado, porém não
representa diferença significativa na estimativa da vazão e, contudo, torna o modelo baseado na metodologia de JAFAR (2000), mais complexo. Dessa forma, de acordo com o
ajuste encontrado, o modelo proposto pôde ser definido por um polinômio de segunda
ordem, cujo produto da equação é função de três coeficientes, obtido por:
Q = b0 + b1 (G) + b2 (G2)
(1)
em que,
G - irradiância solar, (W/m2);
b0, b1 e b2 - coeficientes da equação.
Os coeficientes b0, b1 e b2, devido às diferentes cargas de bombeamento, são restritos a
cada situação. O que leva a entender que dependem da altura manométrica. A Tabela 2
mostra as equações ajustadas.
1867
Tabela 2. Equações ajustadas para cada carga em função da irradiância solar
Carga (m)
Equações de melhor ajuste
(r2)
4
Q = 0,1057 + 0,0291 G – 2 x 10-5 G2
0,96
7,5
Q = - 8,8346 + 0,0505 G – 3 x 10-5 G2
0,97
11
Q = - 8,0428 + 0,0379 G – 2 x 10-5 G2
0,97
13
Q = - 6,1755 + 0,0297 G – 1 x 10-5 G2
0,98
As cargas de 15 e 19m submetem os coeficientes do modelo estudado às situações
pouco ajustáveis, gerando erros conseqüentes na estimativa, ou seja, não são passíveis de
boa estimativa de vazão por este modelo.
O comportamento da vazão real e estimada pelo modelo pode ser visualizado na Figura 4(a, b,
c, d). Como se observa, o modelo inicia subestimando a capacidade de bombeamento do sistema
e, com o aumento da altura manométrica, o comportamento é invertido, de forma a superestimar
a vazão. Conclui-se também que o modelo é mais adequado às condições de até 11 m de
carga de bombeamento, em que descreve um comportamento bem similar à situação real.
14
14
12
12
10
10
Vazão (l/min)
Vazão (l/min)
Outra observação obtida é que o modelo é adequado para o total de casos até um nível
aproximado de 700 W/m2, a partir do qual os valores gerados começam a distanciar-se
dos valores reais obtidos no experimento.
Figura 4 - Comparação entre a vazão medida e a estimada pelo modelo.
8
6
Vaz. Medida
Vaz. Estimada
Altura de 4m
4
8
6
Vaz. Medida
Vaz. Estimada
Altura de 7,5m
4
2
2
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
200
300
400
2
500
600
700
800
900
1000
2
Irradiância (W/m )
(a)
Irradiância (W/m )
(b)
14
14
12
12
10
Vazão (l/min)
Vazão (l/min)
10
8
6
Vaz. Medida
Vaz. Estimada
Altura de 11m
4
8
6
Vaz. Medida
Vaz. Estimada
Altura de 13m
4
2
2
300
400
500
600
700
800
900
1000
300
2
Irradiância (W/m )
(c)
400
500
600
700
800
2
Irradiância (W/m )
(d)
1868
900
1000
O modelo apresenta um desvio, calculado através do erro médio, variando de 3,4% a
13% para alturas manométricas de até 11m e 18,8% para 13m, que representa um desvio
médio na ordem de 7,5% até 11m e 13,2% para o total de cargas; o que reforça a afirmação do modelo ser mais apropriado às condições de até 11m de altura. O desvio encontrado por JAFAR (2000) em estudo similar foi da ordem de 8%, relativamente mais próximo
aos dados reais, apesar de apresentar ajuste menos significativo.
Conclusões
A máxima eficiência obtida para o painel fotovoltaico foi de 8% para uma carga de
bombeamento de quatro metros.
A moto-bomba apresentou uma eficiência máxima de 39% e o sistema alcançou um a
eficiência global máxima de 2,3%, ambos nas condições de maior carga, no caso 19,0 m.
O melhor potencial de exploração de potência do painel foi verificado para a carga de
bombeamento de 11,0 m, com 74,0 W.
O sistema pode fornecer uma vazão média de 6,52 a 10,91 l/min de água ou, ainda, de
2445 a 5565 l/dia, que será função do nível de irradiância solar disponível e da carga de
bombeamento empregada no sistema.
O modelo de estimativa de vazão teve um melhor ajuste para alturas manométricas até
11,0 m e melhor ajuste para alturas menores (4,0 m).
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
ALMEIDA, L. M. G.; PERDIGÃO, M. S. D.; FRANCISCO, N. M. T. Painéis solares activos. Trabalho final de Mecatrónica.
1999. Disponível em: <http://alumni.dee.uc.pt/~torrao/rel/final/Psolar.html> Acesso em: 7 fev. 2001.
JAFAR, M. A model for small-scale photovoltaic solar water pumping. Renewable Energy,v.69, p. 85-90, 2000.
KOU, Q.; KLEIN, S. A.; BECKMAN, W. A. A method for estimating the long-term performance of direct-coupled pv
pumping systems. Solar Energy, v.64, p.33-40, 1998.
LASNIER, F.; ANG, T. G. Photovoltaic engineering handbook. New York-USA, 1990, p.548.
LOXSOM, F.; DURONGKAVEROJ, P. Estimating the performance of a fhotovoltaic pumping system. Solar Energy,
v.52, p.215-219, 1994.
PROTOGEROPOULOS, C.; PEARCE, S. Laboratory evaluation and system sixing charts for a ‘second generation’
diretct PV-powered, low cost submersible solar pump. Solar Energy, v.68, p.453-474,2000.
SILVA, C. D. Potência gerada e eficiência dos módulos fotovoltáicos em função da radiação global incidente para
bombeamento de água. In: I SEMINÁRIO DE ENERGIA NA AGRICULTURA, 2000, Uberaba. Anais... Uberaba:
Fazenda Energética, 2000. p.92-97.
THOMAS, M. G. Water pumping: the solar alternative. Center Photovoltaic Systems Design. Estados Unidos, S.N.L.,1987. 67p.
1869
POTENCIAL ECONÔMICO DE
COGERAÇÃO A GÁS NATURAL NO
SETOR HOSPITALAR BRASILEIRO1
Jeferson Borghetti Soares*
Alexandre Salem Szklo*
Maurício Tiomno Tolmasquim*
RESUMO
A demanda de energia em hospitais caracteriza-se pela exigência de alta qualidade e garantia de fornecimento. A existência de usos cativos de eletricidade, bem como o porte das suas
cargas elétricas e térmicas mais regular do que o apresentado pela grande maioria dos empreendimentos do setor terciário da economia são aspectos que ressaltam a atratividade destes
empreendimentos para a instalação de unidades de cogeração a gás natural. O objetivo deste
trabalho é estimar o potencial econômico de cogeração a gás natural em hospitais brasileiros,
utilizando-se sistemas baseados em motores a gás associados a sistemas de refrigeração por
absorção. A concretização do potencial de cogeração nestes estabelecimentos, de aproximadamente 500 MW, mostrou-se sensível tanto a limitações inerentes ao próprio setor hospitalar
brasileiro quanto à existência de ações específicas de incentivo, das quais o acesso a capital para
investimento (financiamento) é a de maior impacto.
1. INTRODUÇÃO
O objetivo principal deste artigo é estimar o potencial econômico de consumo de gás
natural em hospitais brasileiros em sistemas de cogeração, a partir da análise de variáveis
econômicas e institucionais que impactam este tipo de aproveitamento.
Hospitais normalmente reúnem atributos relevantes para inserção do gás natural na sua
matriz de consumo de energia como a relativamente considerável demanda por serviços
energéticos, forte pressão para redução de custos, demanda de continuidade no seu fornecimento de energia final e o atendimento de especificações físicas do produto fornecido
1
Trabalho desenvolvido no ano de 2002 e financiado pelo Fundo Setorial de Petróleo e Gás (CTPetro).
*[email protected], [email protected], [email protected]
CENERGIA – Centro de Economia Energética e Ambiental - Programa de Planejamento Energético - COPPE/UFRJ
Caixa Postal 68.565 - Ilha do Fundão - Rio de Janeiro - RJ - Tels.: 21 2562 8775 /21 2560 8764 / 21 2560 8995 r. 224
1870
(por exemplo, tensão de fornecimento para eletricidade). Esta última condição gera a percepção crescente da importância da qualidade do serviço energético, sendo este aspecto é
um motivador especialmente importante para a instalação de unidades de cogeração a gás
natural em hospitais brasileiros.
No sentido de avaliar tanto o potencial de consumo de gás existente para cogeração no
setor hospitalar brasileiro quanto o impacto relativo das forças motrizes a este desenvolvimento, este artigo, na sua seção dois, estabelece a metodologia utilizada para a estimativa
dos potenciais técnico e econômico do setor hospitalar, sendo estes potenciais calculados,
de fato, na seção três deste artigo. Por fim, o artigo conclui, analisando tanto a necessidade
de se transporem barreiras de mercado existentes à expansão do consumo do gás natural
no setor hospitalar brasileiro quanto o impacto relativo de ações de incentivo frente possíveis ambientes nos quais se insere o potencial investidor em unidades de cogeração no país.
2. Metodologia empregada no estudo
A visão geral da metodologia de análise aqui adotada para estimativa do potencial econômico de consumo de gás natural para cogeração no setor hospitalar brasileiro é apresentada na Figura 1. Esta metodologia foi estabelecida de modo a contemplar a heterogeneidade
do perfil de uso nestes estabelecimentos, bem como permitir testarem-se ações de incentivo sobre variáveis com notável impacto na viabilização do mercado brasileiro de gás natural. Assim, esta metodologia incorporou variáveis técnicas (ligadas à viabilidade técnicocomercial de cada tecnologia), variáveis econômicas (sinais de preço da energia e equipamentos) e variáveis institucionais (mecanismos de incentivo a determinados fatores intrínsecos ao uso do gás natural). 2
A relativa heterogeneidade de uso de energia em hospitais brasileiros, as diferenças no
perfil de oferta de serviços médico-hospitalares destes estabelecimentos, somado à insuficiência de bases de dados energéticos de hospitais brasileiros demandou a tarefa de se
encontrar uma solução de compromisso que permitisse, ao mesmo tempo, considerar esta
heterogeneidade de uso de energia, bem como possibilitar a estimativa de demanda de
cargas (térmicas e elétricas) sem a necessidade de realização de pesquisas de campo no
universo de hospitais brasileiros.3 Assim, a constatação da existência de padrões bem definidos de conversão de energia final em energia útil em determinados grupos de hospitais
permitiu agrupá-los em tipologias bastante específicas.4
Neste sentido, seis foram as tipologias resultantes de hospitais brasileiros, segundo seu
perfil de consumo de energia e de oferta de serviços médico-hospitalares (Tolmasquim et
al, 2003a): (a) hospitais de grande porte; (b) hospitais de médio porte com alto nível de
conforto; (c) hospitais de médio porte com médio ou baixo nível de conforto; (d) hospitais
de pequeno porte; (e) hospitais com capacidade inferior a 50 leitos; (f) hospitais com atendimento exclusivo ao SUS.
A venda de excedentes elétricos à rede é um exemplo de fator intrínseco à viabilização de unidades de cogeração
a gás natural quando se analisam unidas de cogeração dimensionadas para priorização de cargas térmicas.
2
Ao todo, aproximadamente 8.000 hospitais, segundo dados da Pesquisa de Assistência Médico-Sanitário do IBGE
realizada em 1999 (IBGE, 2000).
3
A este respeito, vide outro artigo publicado neste congresso, intitulado “Indicadores de consumo de energia no
setor hospitalar brasileiro”.
4
1871
1872
Elaboração de
tipologias de
Identificação das variáveis
relevantes para a análise
de viabilidade econômica
de cogeração e
Amostragem
de
diagnósticos
Levantamento
e análise de
banco de
Levantamento
de dados
técnicoeconômicos de
Estimativa do
consumo de
energia por
Elaboração de linhas
narrativas para famílias
de cenários conforme
Elaboração de
indicadores de
consumo
específico de
energia por
Classificação
dos
consumidores
nas bases de
dados
Estimativa do
potencial
técnico de
cogeração a
Definição do
porte
individual da
tecnologia de
Agregação
dos
resultados
por
tipologia
Análise de
viabilidade
econômica
por hospital
segundo as
Estimativa
Estimativa
do potencial
do
econômico
potencial
de cogeração
econômico
a gás natural
de
sob a ótica da
cogeração
demanda
Figura 1: Representação esquemática da metodologia de avaliação de potencial econômico de cogeração a gás natural.
Esta classificação permitiu estimar o porte de consumo de energia de hospitais brasileiros,
informação que serviu de base para o dimensionamento dos sistemas de cogeração a serem
empregados em estabelecimentos hospitalares brasileiros, e a estimativa do potencial técnico de
cogeração nestes estabelecimentos. A tecnologia adotada para este fim baseou-se em motores a
gás, devido à sua eficiência para operações em carga parcial, com menores perdas de eficiência
em relação às observadas para as turbinas a gás (CHP Club, 2001). Isto é especialmente interessante para usuários com demandas irregulares ao longo do dia, como é o caso do perfil de carga
de hospitais. A relativa insensibilidade dos motores à escala do equipamento tanto em termos de
custo de investimento quanto pela eficiência, faz com que seja uma tecnologia bastante apropriada para aplicações modulares, permitindo ao cogerador lidar com variações sazonais de sua
demanda. A instalação de motores a gás deve ser exatamente a tônica de hospitais, uma vez que
seu fator de carga elétrica dificilmente supera 70%. No mesmo sentido, a experiência mundial
no setor hospitalar também aponta nesta direção, como é o caso deste setor na França e nos
Estados Unidos (Szklo, 2001; EIA, 2000; Ceren e Erdyn, 1996).
Outro comentário relevante diz respeito aos sistemas de condicionamento ambiental avaliados
neste estudo. Foram avaliados sistemas de refrigeração por absorção de estágio simples (COP I) e
duplo estágio (COP II), que se diferenciam quanto à eficiência no consumo de gás para refrigeração e nos custos de capital envolvidos5. Neste caso, avalia-se o “trade off” entre o custo de
investimento e os custos operacionais em sistemas de estágio simples e de duplo estágio.
Finalmente, é mister ressaltar a abordagem aqui adotada na estimativa do potencial econômico de cogeração. A análise foi realizada adotando-se o conceito de “linhas narrativas”, a exemplo do que ocorre em estudos do IPCC (2001). A Figura 2 ilustra este conceito, apresentando
um dos ramos desta árvore de cenários, que totalizam 120 possibilidades. Assim, são consideradas, primeiramente, variáveis relacionadas ao ambiente onde se insere o potencial investidor –
i.e., representam contextos externos à esfera de influência de políticas de incentivo à aquisição e
operação de um equipamento de consumo de gás natural, mas interferindo drasticamente na
viabilização econômica do potencial técnico estimado. Na Figura 2, estas variáveis “de contexto” correspondem aos três primeiros níveis de análise (“preço de combustíveis substitutos”,
“taxa de câmbio” e “tarifa de eletricidade”). Por exemplo, o preço do petróleo e a taxa de
câmbio afetam, sobremaneira, a parcela de “commodity” do gás natural e, consequentemente, os
custos operacionais do equipamento de consumo de gás natural. Também afetam o custo de
equipamentos de cogeração, cuja maioria dos componentes é importada. Os demais níveis da
árvore de cenários (níveis 4, 5 e 6 da Figura 2) buscaram apreender os efeitos de possíveis
políticas de incentivo à instalação de unidades de consumo de gás natural, conforme as linhas
narrativas elaboradas, constituindo as variáveis “de ação” dos cenários. Tais políticas centram-se
na existência de uma política de incentivo de venda de excedentes elétricos cogerados, em linhas
de financiamento amplamente disponíveis para financiar estes investimentos e também na existência de políticas fiscais de incentivo, centrando-se na renúncia fiscal parcial tanto no preço final
do gás quanto no incentivo à adoção de depreciação acelerada.
Sistemas de absorção de duplo estágio permitem atender a mesma demanda de condicionamento a partir da queima
de menor volume de gás natural (demanda de 3,88 kg/h/TR contra 6,39 kg/h/TR para sistemas de um estágio) mas,
ao mesmo tempo em que implicam menor custo operacional, também apresentam maior custo de capital. É possível
estimar em US$ 600/TR o custo FOB de sistemas de 2 estágios, com capacidade acima de 400 TR (Tolmasquim et al.,
2001); abaixo desta capacidade, chega-se a valores FOB entre US$900 e 1000/TR (Tolmasquim et al, 2003b; Datum,
1999). Sistemas de 1 estágio, por sua vez, têm custo fixo aproximadamente 15% menor (por TR instalada).
5
1873
1874
1tYHO
1tYHO
3UHoR
GR
SHWUyOHR
Referência
Alto
1 Baixa
2 Média
Alta
1 Baixa
2 Alta
3
H[WD
H[WE
H[WE
H[WD
H[WE
H[WE
1
2
H[WD
1 Sem
2 Com
)LQDQFLDPHQWR
1tYHO
H[WD
3UHoRVLQWHUQDFLRQDLV 7D[DGHFkPELR 7DULIDGHHOHWULFLGDGH
GRSHWUyOHR
1tYHO
Sem
Com
H[WE
H[WD
H[WE
H[WD
1
2
'HSUHFLDomRDFHOHUDGD
1tYHO
H[WE
H[WD
H[WE
H[WD
1
2
3ROtWLFDGHYHQGDGHH[FHGHQWHV
Sem
Com
1tYHO
Figura 2: Representação de um ramo genérico da árvore de cenários de avaliação de potencial econômico de cogeração no setor
hospitalar brasileiro.
3. Estimativa de potencial de cogeração a gás natural no setor hospitalar brasileiro
A Tabela 1 apresenta a estimativa de potencial técnico de cogeração para hospitais brasileiros
segundo as tipologias estabelecidas, totalizando aproximadamente 500 MW. Trata-se de um
valor expressivo, que deve ser lido, porém, com cautela, já que dificilmente empreendimentos
de menor porte ou situados em hospitais com baixa capacidade de investimento serão economicamente viáveis. O consumo de gás associado é apresentado para os dois sistemas de
refrigeração por absorção avaliados: estágio simples (COP I) e duplo estágio (COP II).
Tabela 1: Potencial técnico de cogeração a gás natural em hospitais brasileiros
7RWDO
1RGH (FRQRPLDGH &RQVXPRGHJiV
PLOPPrV
3RWHQFLDO 3RUWHPpGLR VLVWHPDV HOHWULFLGDGH
0:KPrV &23, &23,,
WpFQLFRN: N:
496.861
176
2.828
71.616
109.607
100.967
Um comentário importante refere-se à distribuição regional do potencial aqui identificado.
Deste potencial, 51% se encontram na região Sudeste, 17% na região Sul e 21% na região Nordeste. Em verdade, existem diferentes padrões de uso da energia em hospitais brasileiros que, em
grande extensão, refletem as disparidades regionais e sociais do país. Hospitais de maior porte
tendem a se concentrar na região Sudeste, enquanto que hospitais de maior complexidade tendem
a ser de maior porte e a exigir um maior grau de conforto. Por sua vez, na região Norte, onde, de
a oferta total de leitos em hospitais ser menor do que nas outras regiões, predominam os hospitais
com atendimento exclusivo à rede SUS, que contribuem com apenas 3% deste potencial técnico.
A estimativa do potencial econômico de cogeração no setor hospitalar brasileiro adota um
critério conservador de viabilização econômica em que a taxa interna de retorno dos projetos
deve ser, pelo menos, igual a 25% a.a.. A Tabela 2 sumariza os resultados obtidos dentro de cada
linha narrativa, considerando-se tanto a ausência quanto a aplicação, isolada ou combinada, de
diferentes políticas de incentivo, considerando-se o uso de dois sistemas de refrigeração por
absorção (SRA) distintos, para atendimento das cargas de condicionamento ambiental do estabelecimento de saúde. Em linhas gerais, os resultados, além de contrastarem as diferenças entre
os sistemas de refrigeração/condicionamento empregados, mostraram-se bastante elucidativos
quanto aos efeitos de possíveis políticas de incentivo para cogeração a gás natural no setor
hospitalar brasileiro, até porque a falta destas políticas tornou economicamente inviáveis todos
os sistemas avaliados neste estudo (ou resultou em potenciais econômicos de cogeração nulos).
Primeiramente, observa-se o pequeno impacto de políticas de incentivo fiscal sobre o potencial econômico de cogeração a gás neste setor. De fato, este impacto é marginal e de aproximadamente 1 a 2% a.a. sobre a taxa de retorno dos sistemas avaliados, como um todo. O melhor
resultado obtido (ramo 1 do sistema de duplo estágio) representa menos de 10% do potencial
técnico total de cogeração estimado neste estudo para o setor hospitalar brasileiro. Assim, mantido o critério conservador de viabilidade econômica (taxa interna de retorno acima de 25%
a.a.), pode-se afirmar que o incentivo fiscal contribui com o incremento do potencial econômico de cogeração no setor hospitalar brasileiro, desde que combinado a outras políticas de incentivo. Neste caso, seus efeitos são impressionantes, em alguns cenários, como no ramo 8 da
árvore de cenários (alto preço do petróleo, menor taxa de câmbio e crescimento moderado da
tarifa de eletricidade), quase dobrando o potencial econômico obtido apenas com a política de
financiamento. E, no caso dos ramos 6 e 12, o seu efeito, combinado ao da política de financiamento, é ainda mais drástico, viabilizando os sistemas cuja taxa de interna de retorno, após a
adoção apenas da política de financiamento, estava em torno de 20 %a.a.
1875
1876
0
26.396
0
46.418
34.585
52.624
3.034
61.556
3.034
66.407
63.597
66.407
0
0
0
23.054
0
44.511
34.050
49.820
0
0
1.010
58.472
1.010
65.125
63.167
65.125
5DPR
0
0
5DPR
0
5DPR
0
5DPR
&23, &23, 0
14.966
0
34.692
14.966
44.101
0
0
5DPR
0
41.141
0
63.113
56.713
63.113
0
0
5DPR
0
14.013
0
34.161
17.276
63.113
0
0
5DPR
)DPtOLDGH&HQiULRV
0
44.428
0
63.994
55.997
63.994
0
0
5DPR
)DPtOLDGH&HQiULRV
0
30.346
0
47.271
34.513
47.271
0
0
5DPR
0
33.269
0
49.544
37.327
49.544
0
0
5DPR
0
4.220
0
22.455
8.405
26.740
0
0
5DPR
0
4.220
0
24.565
13.592
28.627
0
0
5DPR
2.769
50.363
2.769
58.405
55.639
58.405
0
0
5DPR
4.387
52.376
4.387
58.484
56.819
58.484
0
0
5DPR
0
28.979
0
52.312
40.792
53.716
0
0
5DPR
0
32.494
0
52.923
40.071
54.235
0
0
5DPR
&23,, 0
19.991
0
38.527
27.153
49.799
0
0
5DPR
0
45.148
0
55.283
49.818
55.283
0
0
5DPR
0
17.746
0
37.547
24.143
48.892
0
0
5DPR
)DPtOLDGH&HQiULRV
322
47.973
322
56.590
49.325
56.590
0
0
5DPR
&23,, )DPtOLDGH&HQiULRV
0
35.040
0
51.729
41.235
51.729
0
0
5DPR
0
36.901
0
52.197
43.584
52.197
0
0
5DPR
0
4.104
0
29.558
8.755
33.235
0
0
5DPR
0
5.037
0
31.270
9.688
35.698
0
0
5DPR
Conforme ano-base de 1999 da pesquisa do IBGE (2000). Considera-se ainda um porte mínimo de 50 kWe para o sistema de cogeração.
Notas: O ramo 1 corresponde ao cenário referencial de preço de petróleo, à taxa de câmbio de 2,6 R$/US$ e ao crescimento de 10% a.a. da tarifa de eletricidade. O ramo 2 equivale
ao ramo 1, salvo no crescimento dos preços finais de eletricidade, que neste cenário é igual a 5%a.a.. O ramo 3 equivale ao ramo 1, salvo para a taxa de câmbio que passa a ser igual a
3,0 R$/US$. O ramo 4 equivale ao ramo 3, salvo no crescimento da tarifa de eletricidade, que passa a ser de 5% a.a. O ramo 5 equivale ao ramo 1, salvo para a taxa de câmbio que passa
a ser igual a 3,5 R$/US$. O ramo 6 equivale ao ramo 5, salvo no crescimento da tarifa de eletricidade, que passa a ser de 5% a.a. Os ramos de 7 a 12 equivalem aos ramos de 1 a 6 salvo
para o cenário de evolução do preço do petróleo, que passa a ser o cenário de alto preço de World Energy Outlook 2000 (EIA, 2002). No cenário de evolução de referência, o preço do
petróleo atinge os valores de 23, 24 e 25 US$-2000/bl, respectivamente em 2010, 2015 e 2020. Para o cenário de evolução de alto preço de petróleo, onde o mesmo chega a 30 US$2000/bl em 2010 e 2015, e a 31 US$-2000/bl em 2020.
Sem qualquer
incentivo
Redução da tarifa de
“EDFNXS” (A)
Política fiscal (B)
Financiamento (C)
(A, B)
(B,C)
(A,C)
(A,B,C)
SUHoRVGHSHWUyOHR
&HQiULRGHDOWRV
Sem qualquer
incentivo
Redução da tarifa de
“EDFNXS” (A)
Política fiscal (B)
Financiamento (C)
(A, B)
(B,C)
(A,C)
(A,B,C)
GHSUHoRVGRSHWUyOHR
&HQiULRWHQGHQFLDO
Tabela 2: Potencial econômico de cogeração a gás natural (1000 m3/mês) no setor
hospitalar brasileiro de acordo com combinação de políticas de incentivo.
Por sua vez, a política de financiamento, isoladamente, é a variável de ação com maior
impacto dentro das famílias de cenários aqui elaboradas,6 embora o grau de impacto seja
bastante afetado por:
l
Diferentes contextos de crescimento da tarifa de eletricidade. Por exemplo, no cenário
tendencial de preços de petróleo, para o sistema de condicionamento de 1 estágio e no
contexto de taxa de câmbio de 3,5 R$/US$, o crescimento moderado da tarifa de
eletricidade reduz as receitas do sistema de cogeração ao ponto que o potencial econômico praticamente se reduz em 15 vezes, mesmo quando se adota uma política de
financiamento. Em outros termos, a política de financiamento somente logra êxito no
contexto em que o investidor em cogeração prevê um crescimento relevante da tarifa
de eletricidade;
l
Diferentes contextos de taxa de câmbio. Em verdade, o contraste entre as diferentes
linhas narrativas consideradas (ou famílias de cenários) sugere a existência de “nós”
relacionados à taxa de câmbio da economia. De fato, existe um valor desta taxa acima
do qual se verifica tanto a pressão sobre o preço de energéticos substitutos ao gás
natural (GLP e óleos combustíveis), quanto a pressão sobre os custos dos equipamentos importados para a cogeração a gás natural. Em termos objetivos, para a hipótese de
crescimento alto da tarifa de eletricidade e a política de incentivo baseada no financiamento, chega-se ao potencial de cogeração a gás economicamente viável de 52.376 mil
m3/mês, no ramo 1 (SRA em duplo efeito e cenário referencial de preços de petróleo),
à taxa de câmbio de 2,6 R$/US$. Este potencial cai para 36.901 mil m3/mês. quando a
taxa de câmbio se eleva para 3,5 R$/US$. No quadro de percepção mais negativa de
um eventual investidor em cogeração (taxa de câmbio de 3,5 R$/US$ e crescimento da
tarifa de eletricidade em 5% a.a.), o financiamento isolado é insuficiente para viabilizar o
potencial técnico identificado, restringindo esta viabilização a aproximadamente 7% do
potencial técnico estimado, mesmo diante de uma política intensiva de financiamento ao
custo de capital dos projetos.
Finalmente, em vista dos resultados obtidos nos cenários considerados, percebe-se que
é reduzido o impacto de políticas isoladas de incentivo, à exceção da política de financiamento de equipamentos de cogeração nas famílias de cenários de taxa de câmbio inferior
a 3,0 R$/US$. Assim, o impacto da combinação das políticas de incentivo é bastante claro.
No todo, os cenários aqui estabelecidos revelam ser possível concretizar parcela substancial
do potencial econômico remanescente de cogeração a gás natural no setor hospitalar brasileiro desde que haja a combinação simultânea de políticas de incentivo fiscal e de financiamento num contexto de taxas de câmbio moderadas e tarifas de eletricidade elevadas.
Ademais, na comparação entre os dois sistemas de condicionamento avaliados (duplo e
simples estágio), verifica-se que, em quase todos os casos, o sistema em duplo estágio leva
a um maior aproveitamento do potencial técnico de cogeração a gás natural em hospitais
brasileiros. Em outros termos, o maior custo de capital deste sistema é compensado, normalmente, pela redução de custo variável (combustível) decorrente da sua maior
performance, exceção feita somente:
Variável “de ação” é aqui definida como um fator sobre o qual é possível atuar dentro de determinados limites
práticos, ao contrário de variáveis, como taxa de câmbio e preços internacionais de petróleo, ditas “de contexto”, para
as quais o ambiente é dado e distribuído de forma mais abrangente na economia como um todo.
6
1877
l
Na linha narrativa do ramo 1, para incentivo isolado do financiamento, onde a pressão
de maior consumo de gás natural, que este sistema acarreta, é amenizada pelo menor
preço do energético, pela menor taxa de câmbio e pela trajetória de menor preço dos
óleos combustíveis, sobre cujos valores está indexado o preço do gás natural;
l
Na linha narrativa do ramo 6, para os incentivos combinados de financiamento e redução da tarifa de “back up”. Neste caso, a elevada taxa de câmbio deve estar afetando,
sobremaneira, o desempenho econômico de determinados sistemas em duplo estágio,
comprometendo a sua viabilidade.
Como se percebe, as diferentes combinações possíveis de políticas de incentivo apresentam também resultados distintos, e o ponto almejado do porte do mercado de gás natural
dependerá não apenas da efetividade destas políticas, mas também das linhas narrativas
percebidas pelos eventuais investidores. Isto salutarmente preserva uma componente de
prudência nos resultados obtidos, indicando que não apenas importa propor políticas de
incentivo à cogeração e capacitar/informar eventuais usuários desta alternativa, mas também impende compreender as percepções dos investidores em relação às variáveis macros
de sua avaliações econômicas.
4. Conclusões
A estimativa do potencial de cogeração em hospitais brasileiros, apresentou um valor
significativo da ordem de 500 MW, e cuja viabilização depende, além de ações de incentivo
adequadas, da superação das barreiras de mercado para sua implementação.7 Uma política
energética específica para este fim deve, portanto, contemplar medidas em relação tanto a
variáveis econômicas, como custos de equipamentos e tarifas de energia, quanto a barreiras
de mercado. Neste sentido, algumas barreiras foram apontadas a partir da análise efetuada
em Tolmasquim et al (2003a) para hospitais brasileiros:
l
Indisponibilidade de recursos financeiros para investimento no curto prazo;
l Relativo grau de desinformação das equipes de engenharia de hospitais acerca da tecnologia
de cogeração, ainda mais diante da demanda dos estabelecimentos por serviços
energéticos de alta confiabilidade;
l
Falta de treinamento ou preparação das suas equipes de engenharia e administração para
a transição institucional do setor elétrico brasileiro, que envolve a percepção do novo
papel de cada agente dentro do setor, inclusive no sentido de renegociar tarifas de
energia quando ao consumidor é concedido o direito de tornar-se livre;
l
Falta de mecanismos de interação entre as suas equipes de engenharia e as equipes de
planejamento de concessionárias de energia elétrica ou de gás natural.
Assim, algumas barreiras ao investimento em cogeração poderiam ser superadas através
de programas de informação e capacitação dos recursos humanos dos estabelecimentos
de saúde. Outro ponto importante neste contexto é o maior envolvimento das concessionárias de energia no desenvolvimento ou no incentivo à cogeração, especialmente nos setores em que o serviço energéticos demandam alta qualidade.
7
Sobre as barreiras de mercado à cogeração, vide Szklo e Tolmasquim (2001).
1878
Efetivamente, os resultados obtidos em hospitais brasileiros ratificaram que o potencial
de cogeração a gás natural dependerá não apenas da efetividade das políticas de incentivo
propostas, mas também dos contextos percebidos pelos eventuais investidores. Por exemplo, no caso da linha narrativa de baixo crescimento da tarifa de eletricidade, percebe-se
uma redução drástica do potencial econômico de cogeração em estabelecimentos de saúde
brasileiros, conforme a taxa de câmbio prevista: o aumento desta taxa de 2,6 para 3,5 R$/
US$ reduz em quase 50% o potencial econômico de cogeração estimado no setor hospitalar brasileiro quando se aplicam três políticas de incentivo combinadas (financiamento, depreciação acelerada e venda favorecida de excedentes elétricos). Isto indica que
não apenas importa propor políticas de incentivo à cogeração e capacitar/informar
eventuais usuários desta alternativa, mas também importa compreender as percepções
dos investidores em relação às variáveis macros de sua avaliações econômicas.
O mapeamento de mercado de potenciais consumidores para o gás natural constitui
uma informação de caráter relevante num momento em que se busca flexibilizar o
impacto das cláusulas rígidas de contratação deste energético, por meio da criação de
um mercado secundário de gás natural. Como se depreende dos resultados obtidos, a
formação do mercado secundário de gás pode constituir uma resposta progressiva à
questão, desde que se estabeleçam metas e políticas de incentivo ao consumo de gás
natural nos setores de consumo de energia final, e se realizem investimentos em infraestrutura, capazes de ampliar a rede de distribuição atualmente existente no país.
Como última ressalva, lembra-se ainda que os resultados apresentados contemplam
a perspectiva do mercado de gás natural do ponto de vista do consumo, não abrangendo aspectos ligados à oferta – i.e., não é objeto deste estudo abordar questões
relacionadas à malha de abastecimento dos eventuais futuros usuários de gás natural.
Desde já, identifica-se, segundo o ano-base de 1999, um potencial de cogeração a gás
em hospitais brasileiros que vai até cerca de 500 MW. O aproveitamento deste potencial, no entanto, depende de uma miríade de fatores que vão desde a percepção do
risco (e das incertezas) dos investidores no país, até a capacitação das equipes de engenharia nos hospitais, até a efetivação de políticas de incentivo. Resta, neste caso, esquadrinhar qual a fração do potencial técnico de cogeração em hospitais brasileiros que se
pretende incentivar. Aliás, isto significa avaliar também as alternativas de ganhos de
eficiência energética nos estabelecimentos de saúde brasileiros, que competem com a
cogeração, e qual o poder de barganha destes estabelecimentos dentro do mercado de
energia do país.
AGRADECIMENTOS
Os autores agradecem a colaboração do engenheiro João Carlos de Souza Marques
nas etapas preliminares de realização deste estudo. Também agradecem à CAPES (Programa Prodoc), ao CNPq, à FINEP e ao Fundo Setorial de Petróleo e Gás (CTPetro)
pelo apoio financeiro.
1879
BIBLIOGRAFIA
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CHP Club. The manager’s guide to custom-built CHP systems. United Kingdom. Available at: http://
www.chpclub.com. 2001.
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EIA/DOE. Washington. 2000.
IBGE [Fundação Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística]. Pesquisa de Assistência Médico-Sanitária 1999. Rio
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Assessment Report of the Intergovernmental Panel on Climate Change. [Watson, R. and the Core Writing teams
(eds)]. Cambridge University Press. Cambridge, UK. 2001.
Szklo, A. S.; Soares, J. B.; Tolmasquim. M. T. “Economic potential of natural gas-fired cogeneration in Brazil: two
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Szklo, A. S.; Tolmasquim, M. T. Strategic cogeneration – fresh horizons for the development of cogeneration in
Brazil. Applied Energy. (69): 257-268. 2001.
Szklo. A. S. Tendências do desenvolvimento da cogeração a gás natural no Brasil. Tese DSc. COPPE/UFRJ. Rio de
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Tolmasquim. M. T.; Szklo, A. S.; Soares, J. B. Mercado de gás natural na indústria química e no setor hospitalar
brasileiro. E-papers editora. Rio de Janeiro. 2003a.
Tolmasquim. M. T.; Szklo, A. S.; Soares, J. B. Potencial de cogeração a gás natural. Setores industrial e terciário do
estado do Rio de Janeiro. Edições CENERGIA. Rio de Janeiro. 2003b.
1880
GERAÇÃO DISTRIBUÍDA – PCH’S
ASPECTOS TÉCNICOS E AMBIENTAIS
Moacyr Trindade de Oliveira Andrade1
Edna Lopes Ramalho2
RESUMO
O sistema elétrico brasileiro vem apresentando significativas mudanças em sua estruturação
organizacional, de forma a adequar-se às políticas do novo governo, às características do
mercado e às necessidades de expansão dos sistemas de geração (oferta), transmissão e
distribuição (transporte) e comercialização (demanda) de energia. A estrutura estatal propiciava o controle absoluto da união na introdução de novas plantas, buscando uma priorização
em relação aos respectivos Custos Unitários da Energia, utilizados como “Índice de Mérito” e expressos por US$/MWh, com ordenamento dos custos de forma crescente.
Esta alternativa não contemplava as questões ambientais, visava apenas os aspectos técnicos e os custos de implementação. As questões sócio-ambientais eram relegadas à segundo plano, avaliadas à “toque de caixa”, quando do “enchimento do lago”, apenas para dar
um “tom” de humanização aos projetos.
O significativo interesse dos construtores priorizava, de forma inequívoca, às “grandes
obras”, uma vez que a realização simultânea de diversas obras de porte, viabilizava a
consolidação de um fluxo de recursos constante ao “grupo”, que sedimentava a longevidade
da situação e garantia a “harmonia” no mesmo.
Este trabalho tem por objetivo discutir e apresentar as vantagens da geração distribuída
de energia elétrica, com características de complementação da oferta, porém, com vantagens para as micro regiões em que são implantadas, tomando por base questões técnicas,
econômicas e sócio ambientais.
Comissário Chefe do Grupo Comercial e de Tarifas da CSPE - Prof. Dr. Curso de Planejamento Energético da
UNICAMP - Endereço: Edifico Cidade 1 – Rua Boa Vista, 170, 4º andar – blocos 4 e 5 CEP 01014001 - Telefone: 55
11 3293 – 5111 e 5113 Fax : 55 11 3293 – 5114 / e-mail: [email protected]
1
2
Doutora em Planejamento Energético UNICAMP -
Consultora da CSPE
1881
INTRODUÇÃO
A opção do setor elétrico nacional pela incorporação de Grandes Obras na ampliação
da oferta de energia era decorrente da forte atuação do “Lobby dos Barrageiros” que
viviam à cata de obras de porte que promovessem a locupletação deste grupo. A introdução dos custos ambientais relacionados; a elaboração do Estudo do Inventário Ambiental
e do Relatório de Impacto ao Meio Ambiente; a tramitação de aprovação destes documentos junto aos órgãos oficiais; e a elaboração e execução de um projeto ambiental que
viabilizasse a implantação da obra pela mitigação ou compensação dos impactos identificados nos estudos, obviamente, introduziriam significativa parcela de custos, o que poderia,
no mínimo, implicar em reordenação dos projetos.
A herança deste período se deu na consolidação da tecnologia empregada para as
grandes obras, formando o “conceito” de geração hidráulica nacional, com índices de
mérito associados aos grandes potenciais, o que descaracterizou, de forma cabal, a
viabilidade de integração de pequenas obras de geração, que apresentavam custos unitários de geração superiores à média das grandes obras, porém, com impactos
ambientais significativamente menores.
De toda a sorte, com índice de mérito inadequado ou não, pelos padrões das obras de
porte, a situação econômica e financeira do Setor Elétrico passou a inviabilizar as grandes
obras pelo custo do empreendimento, independentemente do custo unitário de geração,
passando a haver interesse dos construtores nos outros tipos de aproveitamentos.
De forma complementar, a reestruturação do setor elétrico introduziu uma série de
novos procedimentos, regulamentações e atores. Estes mesmos agentes deveriam viabilizar
novas alternativas para a expansão da oferta de energia, não necessariamente através dos
grandes empreendimentos, como ocorrido até então.
Com a introdução dos novos agentes, caracterizados principalmente pelo Produtor Independente de Energia e Auto-Produtor, privados ou não, e a possibilidade de formação
de consórcios, inclusive com a participação das concessionárias, passa a ser viável a expansão da oferta de energia de forma distinta, descentralizada e competitiva no mercado,
introduzindo pequenas e médias obras com diversas alternativas de fonte, como as PCH’s
- Pequenas Centrais Hidroelétricas, a Biomassa, as Fontes Eólica e Solar, estas com incentivos de planos governamentais como o PROINFRA, além de outras unidades não Convencionais, ou a Gás Natural etc, uma vez que por parte da demanda foi aberto o acesso
aos Consumidores Livres, provocando uma ampliação de alternativas de comercialização
à preços competitivos, uma vez que o valor de referência para o consumidor passa a ser
aquele de seu enquadramento tarifário, significativamente superior àqueles ofertados pelas
concessionárias, consolidando os mercados atacadistas (MAE) e o de varejo (SPOT).
As concessionárias e o poder regulador, ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica, devem promover a viabilização de introdução desses novos atores, porém devem ser
identificados os requisitos mínimos para uma operação segura e confiável da energia ofertada
pelos novos agentes.
As implicações da introdução da geração proveniente destes novos empreendimentos,
em consonância com o desempenho do sistema elétrico como um todo, é o fulcro deste
1882
trabalho, destacando-se as necessárias adequações às regulamentações existentes e a serem
introduzidas, identificando-se as vantagens e dificuldades relativas a estes aproveitamentos,
bem como os óbices decorrentes do processo de licenciamento ambiental.
Atendimento à Carga
A integração das curvas de produção e de carga delimita o problema a ser equacionado
pelo despacho de geração, acrescido dos aspectos de perdas no sistema de transmissão e
distribuição e da alocação de reservas para o sistema de geração.
O acompanhamento da evolução da carga no tempo é de fundamental importância, no
sentido de promover a disponibilidade de novas plantas de geração de energia elétrica
prioritariamente aos requisitos do mercado.
Desta forma, deve-se antever as tendências de crescimento do mercado consumidor de
energia elétrica, uma vez que, como anteriormente citado, o sistema elétrico deve estar apto
a suprir todas as solicitações do mercado consumidor no instante em que as mesmas se
fizerem necessárias.
Uma hidroelétrica de médio porte, independentemente de problemas ambientais ou de
outra espécie, leva cerca de 5 a 10 anos de construção para se concretizar. Obviamente,
deve-se iniciar o processo de introdução desta no sistema elétrico em período anterior ao
prazo de maturação da obra. Assim sendo, devem ser conhecidos os requisitos de carga
por um período superior àquele necessário para a implantação da obra. Este é a principal
explicação do resultado da pesquisa respondida por profissionais e empresários do setor
elétrico, durante o 3º Fórum Brasileiro de Energia Elétrica (INFRA – 2003), temendo por
nova crise de abastecimento no biênio 2006/2007. Atualmente, em face da consolidação
do patamar inferior de mercado provocado pela atuação generalizada de conservação de
energia decorrente do racionamento, identifica-se uma condição desfavorável de abastecimento a partir do ano 2008.
Considerando-se uma programação de obras coincidente com o crescimento de mercado e a alocação de reserva para eventuais deficiências de máquinas ou de sistema de
transporte e da Manutenção Programada, a produção ideal do sistema deveria coincidir
com a curva de carga, incluindo-se nesta última, as perdas elétricas decorrentes do transporte de energia até os pontos de consumo, a cada instante.
Isto não é possível, especialmente no Brasil, em virtude das dimensões das unidades
geradoras, enfatizando-se suas características individuais de “Grande Porte”. Desta forma,
a Energia Firme, a Potência máxima, a Produção de pico, são todos parâmetros condicionados às características das vazões afluentes da bacia de acumulação, associados a cada
empreendimento, bem como às dimensões das unidades a serem introduzidas.
Desta forma, o aumento de carga será suprido pela introdução de uma nova máquina
ou usina disponível, nem sempre adequada à solicitação momentânea da carga. A curva de
produção será, portanto, função da disponibilidade da geração (máquinas) e da diversidade
hidrográfica de todas as bacias que compõem o sistema interligado, o que implica em
utilização das usinas com diferentes fatores de capacidade a cada período, como evidenciado pela figura 1.
1883
Figura 1 - Despacho de Geração para o atendimento à curva de Carga
Potência
Ponta
Demanda Máxima
Intermediária / Modulação
Demanda Média
Envoltória da Capacidade
Curva de
Base de Geração à cada Patamar da
Carga
Curva de Carga
Horas
Os fatores de capacidade típicos para cada tipo de operação das usinas são:
De ponta : 13 a 20%; Intermediária : 30 a 75%; de Base : 75 a 100%
Os problemas mais evidentes de aproveitamento das condições disponíveis de geradores ou usinas estão condicionados aos grandes blocos de energia que introduzem estes
equipamentos, nem sempre compatíveis com o montante requerido pela carga. Esta é uma
característica predominante dos sistemas hidroelétricos de grande porte, como acabou por
se configurar o sistema elétrico brasileiro.
Uma alternativa mais racional de atendimento aos requisitos de carga no tempo é dispor-se de unidades de diversas dimensões e com diversidade de fontes, o que caracteriza o
sistema hidrotérmico de suprimento, ou pelo menos, uma maior diversidade nas dimensões das unidades hidroelétricas disponíveis, para a constituição da curva de produção
(despacho) requerida pela carga.
O sistema hidrotérmico viabiliza a opção da unidade mais adequada a ser introduzida,
vinculando-se o montante de potência ou energia solicitado pela carga, à disponibilidade
de recursos hídricos ou de outras fontes, e a estratégia de alocação de reservas distribuídas por todo o sistema.
Mesmo para um sistema predominantemente hidráulico como o nacional, caso o “lobby”
dos barrageiros e a conivência das concessionárias e do poder concedente à época, permitissem a alocação de pequenas unidades hidráulicas, as PCH’s, com parâmetros de avaliação
distintos aos dos grandes projetos, principalmente com relação ao índice de mérito, se
disporia de módulos menores, mais adequados para a constituição da envoltória de capacidade de geração, de modo muito mais coeso com a evolução da carga no tempo, evitando-se os problemas evidenciados.
Esta nova situação se configura bem mais factível com a reestruturação do setor elétrico
nacional, uma vez que a competição na geração e na comercialização da energia elétrica
suscitará a introdução de novas plantas geradoras, que devem se caracterizar por curto
1884
tempo de maturação e não serem intensivas em capital. Estas características configuram as
PCH’s, as termoelétricas e as fontes não convencionais como alternativas viáveis, frente às
premissas identificadas do perfil do novo investidor “privado” do setor elétrico, o que
permite maior coesão da curva de produção (despacho) com curva de carga do sistema
elétrico. Adicionalmente, o incentivo do setor para estas alternativas as torna atrativas aos
empreendedores e na premissa introduzida para a readequação do setor elétrico promovida pela Lei nº 10.848 de 15 de março de 2004, viabilizando a alternativa de disponibilidade
do novo potencial às distribuidoras, através de leilões de cotas, estabelece um potencial de
garantia ao empreendedor que, apesar de restringir a otimização de preço, oferece a garantia de introdução do novo potencial ao mercado. Assim, o empreendedor pode optar pela
“caderneta de poupança” que seriam os leilões ou pelo “mercado de risco” que seria a
comercialização de sua produção a consumidores livres.
Outrossim, a própria legislação criou alternativas de estímulo tanto da produção quanto
da demanda, através de viabilização de investimento para o financiamento de novas plantas
– PCH, Biomassa e Eólica e a possibilidade de opção dos consumidores com demanda
superior a 500 kW em se tornarem livres ao adquirirem energia destas plantas.
Obviamente se alterou o cenário do mercado para os investidores nestas alternativas
energéticas, pois a concorrência não se dará com os grandes empreendimentos, com menor custo por MW associado, e sim com as tarifas pagas pelos consumidores, com valores
significativamente superiores àqueles da comercialização do suprimento. Assim, um consumidor de médio porte pode optar por aquisição de energia de PCH, Biomassa ou Eólica,
a um preço inferior à sua tarifa como consumidor cativo.
Este mecanismo incentivou, ainda, a consolidação do comercializador, que passou a
buscar fornecedores e compradores, constituindo uma alternativa de negócio do tipo “ganha – ganha”, ou seja, ganha o empreendedor pela caracterização de significativa parcela
do mercado e ganha o consumidor que passa a contar com uma alternativa de aquisição
mais propícia que aquela imposta por sua condição de cliente cativo.
Esta característica pôde ser observada pela CSPE no grande número de novos empreendimentos, térmicos e de PCH, em fase de regularização na Comissão, evidenciando
que o próprio cliente busca se tornar empreendedor, visando ampliar o seu ganho. Isto
também motivou, as concessionárias, a promoverem alternativas de comercialização de
energia a preços mais interessantes aos consumidores cativos de porte, principalmente no
horário de ponta, buscando reduzir os prejuízos decorrentes da eficientização do consumo promovida pelos consumidores em decorrência do aprendizado imposto pelo período de racionamento.
A Integração da Geração aos Sistemas de Potência
Uma das típicas funções dos estudos de mercado é prover uma perspectiva de evolução
do montante e da forma com que a energia disponível será utilizada pelos consumidores.
De acordo com as características de disponibilidades das fontes de energia em cada região,
ou país, é desenvolvida toda uma estratégia de sua evolução, comumente designada como
“Oferta”, em função da velocidade de crescimento do consumo, denominada “Demanda”.
1885
Cabe ao Setor Energético, responsável pelo equilíbrio entre a oferta e a demanda, prover um plano de ação no sentido de disponibilizar a oferta de energia, incorporando os
demais aspectos estratégicos do governo, tais como crescimento econômico, produção
industrial, desenvolvimento tecnológico, disponibilidades de recursos, premissas sócioambientais e metas de qualidade de vida, entre outros.
Em países com organização suficiente para ponderar todas as premissas e prioridades,
em relação às metas técnico-econômicas e sócio-ambientais, este trabalho é traduzido pela
“Matriz Energética Nacional”, que reflete o consenso dos diversos atores e baseia-se nos
planejamentos dos setores produtivos do país, inclusive o elétrico.
O setor elétrico tem significativa responsabilidade no cumprimento das metas nacionais,
tendo em vista a sua necessidade de viabilização do suprimento aos requisitos de consumo e
de desenvolvimento, pretendidas pelos planos específicos dos diversos atores do processo.
A Matriz Energética Brasileira, devido ao restrito entrosamento entre estes atores, tem
se constituído numa aglutinação dos planejamentos setoriais individualizados, de forma a
contabilizar, apenas, os requisitos particularizados. A Matriz Energética deveria, entretanto,
ser um indicador para os planejamentos individualizados, de forma a priorizar os interesses
nacionais, sobrepondo-os aos setoriais.
O Setor Elétrico vinha se propondo a efetuar parte do trabalho de homogeneização das
premissas nacionais, através da transparência de suas pretensões de longo prazo (cerca de
25 anos), abrindo os mesmos às criticas, num primeiro momento ( Plano de Recuperação
do Setor elétrico Nacional - 1986 e o Plano 2010 - 1988/89 ), passando a discutir com a
sociedade as premissas e condições econômicas e sócio-ambientais do país, visando obter
um plano de evolução do crescimento da oferta e do sistema elétrico , que contemplasse,
também, as perspectivas nacionais e dos demais setores.
O Setor Elétrico e a Geração de Energia Elétrica
É pratica comum aos órgãos de planejamento do setor elétrico das nações, a busca de
alternativas de evolução da oferta através da maximização do aproveitamento de recursos
energéticos próprios.
No caso brasileiro, a geração de energia elétrica tem preponderância na utilização da
base hidráulica, em face da grande disponibilidade destes recursos, sendo, atualmente, responsável por cerca de mais de 96% do total de energia elétrica gerada.
A geração térmica é tida como complementar, com exceção no sul do Brasil (RS carvão) e em pontos isolados da região norte (óleo), sendo as demais unidades mantidas
como alternativa a possíveis estiagens e acidentes que tornem indisponível o pleno atendimento do mercado com as fontes hidráulicas, caracterizando um complemento tarifário
denominado ECE – Encargo de Capacidade Emergencial, função do incentivo à implantação de novas unidades térmicas, a Gás Natural em sua predominância, ou um componente da parcela A da tarifa, denominada como CCC- Conta de Compensação de Combustível, associado á necessidade de geração a óleo combustível em unidades estrategicamente implantadas ao longo do sistema elétrico interligado, associado á complementação
da oferta em condições específicas decorrentes do esgotamento ou restrição do aproveitamento das reservas hidráulicas em caráter temporário.
1886
Os estudos das bacias hidrográficas caracterizam os melhores pontos de constituição
das usinas hidroelétricas, considerando os aspectos de quedas d’água e de área disponível
para os reservatórios. Estes estudos são denominados como inventário da bacia hidrográfica.
A fonte hidráulica de geração da energia elétrica, mesmo sendo um processo considerado “limpo”, implica em diversas agressões ao meio fisico-biótico da região. Este
assunto será tratado posteriormente no tópico sobre impactos ambientais dos serviços de energia elétrica.
Os reservatórios de usinas hidroelétricas, entretanto, vem sofrendo inúmeras mudanças
em seus objetivos principais, tendo em vista a possibilidade de seu multi-aproveitamento,
caracterizado pelas várias finalidades imputadas aos reservatórios, tais como a navegação
fluvial, irrigação, controle de cheias, abastecimento urbano, piscicultura, lazer, etc.
Para a determinação da potência disponível em usinas hidroelétricas se faz necessário o
pleno conhecimento de variações anuais e plurianuais da bacia hidrográfica, que faz parte
dos estudos de inventário da bacia, bem como dos montantes requeridos pelos demais
usuários do reservatório a ser constituído.
De posse das características das vazões e da topologia da bacia, determina-se os pontos
ideais para a constituição das usinas hidroelétricas, obtendo-se a sucessão de vazões parcialmente regularizadas do ponto selecionado; as correspondentes alturas de queda em função das
curvas topográficas e do nível do reservatório (cota d’água a montante e a jusante); a caracterização da vazão mínima garantida do ciclo; a determinação da área superficial de água e a
evaporação média esperada, em função da cota do reservatório, (portanto, a montante); e os
volumes requeridos para as demais funções do reservatório e perdido por evaporação.
Uma vez caracterizada a vazão mínima garantida ou contínua, pode-se determinar a
energia firme disponibilizada pela usina, através do cálculo da potência firme. Potência
firme de uma usina hidroelétrica é, portanto, aquela obtida com a vazão mínima garantida
da bacia hidrográfica no ponto de geração, que estará “SEMPRE” disponível, mesmo na
pior condição de estiagem. Obviamente, poderão ser obtidos valores de geração sempre
superiores ao firme durante a vida útil da usina hidroelétrica. Em função da introdução da
comercialização na geração, proveniente da reestruturação do setor, o valor mínimo esperado para o ano em curso (Energia Firme + Vazão adicional esperada), se caracteriza a
denominada Energia Assegurada, a qual pode ser comercializada, pelo detentor do empreendimento, aos concessionários, através de leilões, conforme expresso pela Lei nº 10.848 –
2004 ou através do mercado SPOT, aos comercializadores, exportadores ou consumidores livres do setor elétrico nacional.
Em relação, exclusivamente, aos serviços de energia elétrica, a usina hidroelétrica tem
como aspectos principais as suas características de capacidade de acumulação e regularização das vazões, o que habilita a garantia de suprimento constante em qualquer período do
ano, mesmo com baixos índices pluviométricos. O reservatório, portanto, é responsável
pela energia do sistema enquanto o conjunto de geração é responsável pela demanda ou
potência instantânea requerida pela carga.
A usina pode gerar demanda até o limite da capacidade de suas máquinas, porém, isto
pode significar uma drástica redução do volume de água armazenado no reservatório,
1887
causando o seu deplecionamento (diminuição do volume ou redução da cota a montante),
o que pode implicar em futura indisponibilidade de energia e demanda para a carga, se mal
administrado o “despacho” da usina hidroelétrica. (Despacho é a determinação do volume
d’água turbinável ou a potência gerada a cada instante ou período considerado).
Como se pode notar, a usina hidroelétrica deve ser administrado tanto em relação à demanda (valor instantâneo), quanto em relação ao consumo (montante associado ao requisito de
tempo, curva de carga diária), o que requer diferentes características de máquinas e reservatórios
instalados no sistema elétrico, para atender as mais diversas condições de solicitação da carga.
Vantagens Atribuídas à Geração Descentralizada
O sistema elétrico brasileiro, nas últimas décadas, apresentava forte atuação do Estado,
atribuindo à Eletrobrás, através de seus órgãos de Planejamento - GCPS e Operação GCOI, o controle da expansão e operação da produção de energia elétrica (Oferta), caracterizando uma atuação centralizada sem grande participação de agentes privados.
Com a reestruturação do setor, a missão de expansão e operação da oferta inclui novos
agentes, que deverão se submeter à regulação do Estado, mas que influirão de maneira a
incluir obras e despachos de geração que tenham um caráter mais localizado e de atuação
mais restrita, o que caracterizaria uma nova opção de geração de energia elétrica, denominada de geração descentralizada.
Neste sentido, algumas vantagens são normalmente atribuídas à geração descentralizada,
como evidenciadas por Walter (1994).
l
a geração descentralizada pode possibilitar a minimização dos investimentos e a redução dos custos globais de produção e transporte de eletricidade: em sendo uma alternativa de suprimento basicamente local, haverá redução dos custos de transporte. A
concessionária, como compradora da energia disponibilizada pela nova fonte, não se
aterá às questões de econômicas de escala, enfrentada pelo “vendedor”;
l
o período de construção de “pequenas obras” é, em geral, bastante reduzido em relação
às alternativas convencionais;
l
a possibilidade de utilização de insumos energéticos de menor valor comercial ou, ainda,
de fluxos residenciais, permite a minimização dos custos operacionais de um projeto de
multi-aproveitamento, com influência direta nos custos operacionais da geração de eletricidade, passando esta a ser uma componente do processo;
l
a promoção do desenvolvimento local, através da utilização de recursos próprios da
região, com evidentes vantagens sob o enfoque econômico e social para a região;
l
a minimização dos impactos ambientais redundantes do porte das instalações e maior
dispersão espacial;
l
a flexibilização dos sistemas elétricos pela introdução de “degraus de produção” menores, passíveis de constituir uma envoltória de geração mais próxima às solicitações do
mercado no tempo;
l
o maior “mix” na geração pode levar a uma maior confiabilidade e segurança no
aprovisionamento energético;
1888
l
no caso da co-geração, pode ser atribuída à vantagem de um maior eficiência energética
no uso da energia com reflexos no ponto de vista ambiental, frente a produção exclusiva de calor e potência, por exemplo.
A nova configuração da oferta
A reestruturação inicial do setor elétrico, associada ao PND – Plano Nacional de
Desestatização, propiciou a introdução de novos agentes que devem participar da “competição” do mercado de venda de energia elétrica, caracterizando a descentralização da
oferta, porém, com perspectivas de controle, fiscalização e regulação pelos novos órgãos a ANEEL, o MAE, o ONS, e o Planejamento Indicativo. De forma prática, a concessionária que promovesse a compra da energia junto aos novos empreendimentos, deveria
adequar-se à nova condição de suprimento, auferir os benefícios do mercado e enfrentar
os problemas inerentes à introdução de um novo agente, nem sempre com “vivência” no
serviço a ser prestado.
A revisão do setor propiciada pela edição da Lei nº 10.848, não introduz mudanças
significativas nas questões operacionais, pois a adequação requer apenas a participação das
concessionárias nos leilões de oferta de energia, que serão divididas em cotas e repassadas
a todos integrantes e adquiridas pela melhor oferta, visando a redução do custo de aquisição e, consecutivamente, propiciando a modicidade de preço requerida.
Desta forma, a introdução do PIE e do Auto-produtor deve manter e evoluir uma
regulamentação específica, visando permitir um efetivo controle por parte do ONS e das
concessionárias que viabilizará a introdução do potencial ofertado por estes agentes ao
sistema interligado nacional.
O PIE - Produtor Independente de Energia e o Auto Produtor, com suprimentos de
forma firme e sazonal, respectivamente, vêm promovendo tratativas junto ao setor elétrico
para a incorporação dos potenciais disponibilizados pelos mesmos, visando a comercialização
do produto “Energia Elétrica”.
A aquisição de energia excedente de auto-produtores foi pela primeira vez regulamentada em 1981, em relação ao abastecimento de regiões isoladas.
Em 1986, nova portaria do DNAEE (nº 246) regulamentou a compra de longo prazo,
por um período de 10 anos, da energia excedente de auto produtores, reavaliada em 1989
em relação aos requisitos de faturamento, simplificando-os. Esta portaria estabelece as condições de confiabilidade e qualidade exigidas para a comercialização.
Ainda em 1989, foram regulamentadas as condições de compra de energia de curto
prazo (um ano), garantindo-se a remuneração por energia e potência fornecidas.
A introdução destes novos agentes, na fase anterior à reestruturação do setor elétrico, foi
caracterizada por um conflito de interesses, tanto por parte do setor elétrico quanto por
parte dos novos agentes, praticamente limitados ao setor sucro-alcooleiro, que enfrentava,
no período, as distorções decorrentes da crise do Proálcool.
Com uma regulamentação adequada em relação a custos, confiabilidade e qualidade dos
serviços a serem prestados, estes novos agentes passaram a ter uma postura diferenciada
daquela apresentada nas últimas décadas, bem como são incluídas novas alternativas de
1889
insumos energéticos, incentivados em decorrência de legislação específica (PROINFRA) e
em face das características de adequação de um mercado competitivo para uma demanda
voraz e uma oferta “titubeante”, devido à saída do Estado, e à dúvida do setor privado
frente a “história Brasil” de regulação.
Desta forma, os consórcios envolvendo agentes privados, governamentais e as próprias
concessionárias, que evoluem as novas plantas de médio e grande porte, até o limite de suas
forças, abrindo licitações para a inclusão de sócios em cada empreendimento, vem sendo o
modo de inserção mais em prática no país nos últimos anos.
A perspectiva de introdução de um novo energético de forma abundante, que é o gás
natural via acordo internacional, e o próprio interesse de ampliação da oferta pela Petrobrás,
viabiliza a introdução de novas plantas que caracterizariam uma forma de atuação descentralizada e com características de energia com a qualidade, confiabilidade e custos
compatíveis com a atual condição do mercado, que se implantaria contando com a
sólida estrutura de empresas internacionais, com larga experiência em geração térmica e
com a vantagem de constituição de empreendimentos menos intensivos em capital e
com menores prazos de maturação.
Os agentes nesta categoria se constituiriam em novas empresas de geração que participariam da oferta via leilões de mercado, função da nova legislação, ou através de negociações
independentes com o mercado, SPOT, se efetivando como Produtores Independentes.
Associado a este potencial, os processos industriais com características de plantas de cogeração, lastreados no gás, petróleo ou em biomassa podem, também, tornar a venda de
energia elétrica como mais um produto a ser ofertado, constituindo os Auto-Produtores
ou mesmo Produtores Independentes, dependendo das características das instalações e
adequação de produção de vapor, por exemplo, necessárias aos processos industriais próprios, o que incluiria os agentes do setor sucro-alcooleiro, que já desenvolvem “namoro”
de longo prazo com o setor elétrico nacional.
Cabe aos órgãos de fiscalização, regulação e controle, associados às concessionárias,
comercializadores e consumidores livres, compradores deste novo potencial de energia a
ser disponibilizado, identificar os parâmetros mínimos a serem seguidos pelos produtores
de forma a promover a inserção definitiva destes novos agentes no sistema elétrico nacional, amenizando as premências oriundas da espera da entrada em operação das grandes
obras, e caracterizando um novo patamar de custo de operação, índice de mérito e área de
atuação do novo espectro de oferta propiciada por estes agentes.
Critérios Para Análise da Expansão da Geração
A expansão do parque gerador nacional, até o início do processo de reestruturação,
foi desenvolvida pelo GCPS - Grupo Coordenador do Planejamento do Sistema Elétrico que apresentava os planos de expansão de médio e longo prazos, respectivamente, o
Plano Decenal de Expansão e os Planos de Referência (25 anos). Este planejamento
consolidava a introdução determinativa do cronograma de obras de expansão do sistema, incluindo a geração, e como já evidenciado, priorizava as obras de geração através
dos respectivos índices de mérito.
1890
A reestruturação do setor elétrico alterou as funções do planejamento, tornando o
cronograma de obras de expansão da geração, ainda priorizado nos moldes anteriores, com caráter indicativo, de forma a que os novos agentes privados avaliem a
oportunidade de negócio, optando por uma das obras indicadas como de interesse
para o setor, ou solicite a concessão de uma outra obra, não incluída no plano, de
interesse particularizado.
Os aspectos básicos orientadores da expansão da geração, de uma forma geral, são os
custos e a qualidade do produto, traduzidos como a busca de se oferecer eletricidade com
mínimos custos e qualidade satisfatória aos anseios do cliente.
Neste cenário, as concessionárias distribuidoras, os comercializadores e os consumidores com demanda contratada entre 500 e 3.000 kW, fariam o papel de clientes preferenciais
dos pequenos produtores, tendo em vista as características físicas de integração destas pequenas centrais de produção.
A definição final dos parâmetros de qualidade e confiabilidade da produção, num país
continental como o Brasil, com significativas disparidades, depende da localização em
que se processará a comercialização dos serviços de venda de energia, bem como do
tipo e características da carga da região. Com a introdução do mecanismos de leilões, há
mais esta alternativa de competição para a geração descentralizada, como já mencionado,
evidenciando uma possível redução de preços, porém, com maior segurança em sua
viabilização de longo prazo.
Além destes possíveis novos atores, a perspectiva de introdução de fontes termelétricas
no sistema está associada às características favoráveis das mesmas, como a independência
de regimes hidrológicos; os projetos menos intensivos em capital; o menor prazo de
maturação das obras; e da maior flexibilidade na localização estratégica das plantas, além
do suporte propiciado pelo Encargo de Capacidade Emergencial, assegurando suporte
econômico aos empreendimentos, como a reserva e a complementação das medidas, no
caso da necessidade de fornecimento de energia por estas unidades que atenderam às regras de energia termoelétrica prioritária que foram estabelecidas durante o período de
racionamento vivenciado pelo país.
A introdução de geração termelétrica em um sistema eminentemente hidráulico deve
atender à alguns pré-requisitos básicos para que se torne atrativa, como o de apresentar
custo unitário de geração de energia competitivo, em relação aos custos marginais e, dependendo do porte da instalação, viabilizar a operação estratégica do sistema interligado.
A introdução de plantas geradoras mais próximas à carga pode redundar em significativas melhorias operativas, bem como promover o adiamento de obras de porte significativos nos sistemas de subtransmissão ou transmissão. Exemplos destes benefícios podem
ser constatados nas contingências de maior extensão onde se pôde caracterizar ilhas de
preservação do suprimento mesmo durante “black-out” como no caso das zonas prioritárias
de atendimento dos grandes centros, como São Paulo e Campinas ou mesmo na região de
Nova York nas ultimas ocorrências de porte nestes sistemas elétricos.
Os principais aspectos a serem considerados, quando da introdução de uma nova fonte
no sistema, se referem à avaliação dos impactos à operação da rede e ao meio ambiente.
1891
Os estudos técnicos que devem prescindir à inserção de uma nova fonte no sistema
primário de distribuição de energia elétrica já foram equacionados. Após certa relutância
dos concessionários, se promoveu de forma simples a integração de novos empreendimentos à Malha Básica ou ao sistema de distribuição, imputando às partes as suas responsabilidades quanto as obras de conexão.
Algumas concessionárias já dispõem de plantas geradoras particulares integradas ao sistema próprio, bem como a operação conjunta tem passado por uma série de experiências
e regulamentações, visando obter resultados satisfatórios a todos os envolvidos: fornecedores, compradores e consumidores.
Entretanto, a consolidação da ampliação da oferta vem enfrentando problemas em
relação a sua consolidação por questões ambientais, ou seja, passam a enfrentar problemas
no licenciamento destes empreendimentos.
Apesar de suas características de menor impacto, todo empreendimento interfere
no meio ambiente, suas conseqüências precisam ser devidamente avaliadas, e um
plano / programa de mitigação e compensação destes impactos precisa ser efetivamente consolidado.
Entretanto, os mecanismos e exigências que se apresentam carecem de uma maior adequação às características destes novos atores, uma vez que as premissas de análise dos
impactos ambientais estão coadunadas com a história do setor produtivo, ou seja, dos
grandes empreendimentos.
De forma geral, poder-se-ia dizer que, atualmente é mais fácil obter-se o licenciamento
para grandes obras do que para as pequenas. As restrições impostas às primeiras são
compensadas por suas dimensões, enquanto nos pequenos empreendimentos as mesmas o inviabilizam.
As tabelas 1 e 2 apresentam a relação de empreendimentos no Estado de São Paulo, que
se encontram em compasso de espera, em função de suas pendências para com os órgãos
de licenciamento ambiental, exemplificando o exposto.
Tabela 1 - PCT´s - pendências na obtenção de licenças ambientais
3&7327Ç1&,$ 081,&Ë3,2 5(62/8d­2
/8&e/,$
0:
6-2­2%,2*È6
0:
*8$5$1,
09$
6$17$(/,6 $
0:
Lucélia
770 - 12/02
São Paulo
Olímpia - SP
Sertãozinho SP
&20(17È5,26
O RAP está em análise pela
SM A desde 09/02.
328 - 06/02
O RAP insuficiente pela
SM A. EIA RIMA em
elaboração.
294 - 06/03
RAP encaminhado - LP em
08.02 e L.I em atraso
214 - 04/0
RAP encaminhado em
08/02 e ainda não
aprovado.
Fonte: CSPE - 2003
1892
Tabela 2 - PCH´s - pendências na obtenção de licenças ambientais
3&+
327Ç1&,$
&$55$3$726
N:
6­2-2$48,0
N:
6$17$,1Ç6
N:
6­2-26e
N:
&$0%858
N:
3$5$,7,1*$
N:
*8$5$Ò
N:
&$6&$7$
N:
$1+$1*8(5$
N:
5(7,52
N:
3$/0(,5$6
N:
Fonte: CSPE - 2003
081,&Ë3,2
(035(6$
&20(17È5,26
Caconde
AES Tietê
Res.665 - 12/01
AES Tietê
Res.733 - 12/01
AES Tietê
Res.754 - 12/01
AES Tietê
Res.730 - 12/01
SERVENG
Res.548 - 10/02
ELETRORIVER
Res.362 - 12/99
SABESP
Res.402 – 10/00
SABESP
Res.405 – 10/00
SEBAND
Res.541 – 10/02
SEBAND
Res.549 – 10/02
SEBAND
Res.706 – 10/02
Dificuldade na obtenção da LI.
Processo de renovação
M ar/03, SMA solicita inf.
Complementares – Prev. 07/03
M ar/03, SMA solicita inf.
Complementares – Prev. 07/03
SM A passou a exigir o RAP –
Prev. 07/03
Atraso na obtenção das licenças
ambientais(Arquivamento doc.)
Bloqueio da LI pela SM A
Q 7.10 – Em avaliação (CSPE)
P. Básico concluído em 12/02
LP em tratativa - s/ Previsão
P. Básico concluído em 06/02
LP em tratativa - s/ Previsão
Licença Ambiental da CPFL.
Transferência em tratativa.
Licença Ambiental da CPFL.
Transferência em tratativa.
Licença Ambiental da CPFL.
Transferência em tratativa.
S João B Vista
S João B Vista
S João B Vista
Caraguatatuba
Cunha
São Paulo
M airiporã
S Joaquim
Barra e Guará
S Joaquim
Barra e Guará
S Joaquim
Barra e Guará
De toda sorte, esta CSPE procurou se ajustar à situação, criando uma equipe própria de
apoio tanto aos empreendedores quanto aos órgãos de licenciamento. Porém, a ANEEL,
optou por não reconhecer esta estrutura, desmobilizando-a. Ao mesmo tempo, durante o
biênio 2001/2002, promoveu um convênio com a Secretaria de Meio Ambiente do Estado que se mostrou ineficiente, pelo menos em relação aos processos em trâmite na CSPE.
Novamente, a ANEEL volta à questão, solicitando um representante da CSPE para
promover o trâmite e apoio às partes nos processo de licenciamento ambiental, o que, no
entender desta CSPE, se mostrou insuficiente, a partir de 2003, pois na realidade a necessidade requer a configuração de parâmetros exclusivos à estes empreendimentos.
Entretanto, o que se mostrava inadiável seria a integração dos organismos de Estado na
consolidação de um plano de evolução da oferta de energia, uma vez que, em relação ao
potencial hidrelétrico de grande porte, não se dispõem de maiores recursos, passando-se a
buscar os potenciais de médio e pequeno porte que, face as características anteriores, foram
abandonados, à época, ou relegados a segundo plano.
Com a grande vantagem de reconfiguração dos sistemas de distribuição local, decorrente da introdução da nova fonte, PCH, cita-se, dentre elas: o seu reduzido impacto ambiental;
reservatórios com área inferior a 3km2; possibilidade de multi-aproveitamento; geração de
recursos ao município; redução de perdas nos sistemas das concessionárias de distribuição,
e, no conjunto da transmissão, se faz mister a identificação de parâmetros específicos de
avaliação ambiental, de forma a que se possa promover a adequação de ampliação da
oferta às oportunidades do mercado.
1893
Precisa ficar bem evidente que estas alternativas têm caráter regional e não são suficientes
para o atendimento da evolução do mercado. Entretanto, se torna coadjuvante com reflexos positivos na economia e no próprio setor.
Assim, em conjunto com a Secretaria de Estado de Energia, Recursos Hídricos e Saneamento, solicitou-se uma ação integrada com a Secretaria de Meio Ambiente, de forma a se
promover tanto um levantamento do potencial hídrico remanescente do Estado quanto da
criação de uma matriz energética que busque promover a ampliação da oferta sob a ótica
de política pública e de oportunidades remanescentes.
Esta situação poderia ser melhor avaliada e desenvolvida quando da consolidação do
Conselho de Energia do Estado, criado por lei Estadual em 2002 e ainda em fase de
formação, que passaria a identificar os pontos de estrangulamento do processo e a melhor
alternativa de evolução da oferta e da disponibilidade de recursos ao setor produtivo.
A CSPE através de convênio firmado com à ANEEL, acompanha o andamento das
obras de geração de PCH´s e PCT´s do Estado de São Paulo. O trabalho consiste, basicamente, na verificação do cumprimento dos “eventos / marcos” definidos no cronograma
da autorização emitida pelo poder concedente, através de visitas ao local do empreendimento (a obra em andamento) ou o empreendedor encaminha à CSPE, mensalmente, as
ações desenvolvidas (caso a obra não tenha sido iniciada).
Além das visitas, a CSPE recebe do empreendedor informes mensais da evolução das
obras, repassadas para a ANEEL. As informações apresentadas pelas Tabelas 1 e 2, que
são baseadas, exclusivamente, nas informações do empreendedor, durante as fiscalizações.
Paralelamente, no ano de 2003 a integração de esforços entre empreendedores, especialistas do setor, a Secretaria de Energia e Recursos Hídricos, a Secretaria de Meio Ambiente
e a CSPE, passaram a analisar as condicionantes impostas aos empreendimentos evidenciando alternativas para a viabilização das mesmas com ótica particularizada, onde quesitos
básicos como os índices Q7-10 (Mínima Vazão Identificada na série hidráulica de 10 anos, no
ponto previsto para o empreendimento) seja substituído por uma outra referência ao mesmo tempo que se inclui a obrigação de monitoramento do leito de rio que seria influenciado por este novo referencial, visando consolidar as especificidades para as PCH’s.
O resultado deste trabalho, ao final de 2003, fez caracterizar duas alternativas onde as
vazões mínimas são caracterizadas como percentuais do índice padrão de grande porte,
Q7-10, cuja definição final caberá ao Secretário de Meio Ambiente, uma vez que, apesar de
não se caracterizar um consenso entre os participantes, promoveu-se um acordo de acatar
a decisão do Secretário como início de adequação dos mecanismos de avaliação ambiental
dos empreendimentos de pequeno porte, o que, no entender desta CSPE, foi um avanço.
Comentários Finais
Os novos agentes e as concessionárias de energia elétrica, passam por significativas transformações, em função de diversos fatores como: o plano nacional de desestatização, a
reestruturação do setor elétrico e sua adequação introduzida pela Lei nº 10.848 de 15/03/
2004, e as grandes transformações econômicas internacionais, com reflexos diretos na produção e disponibilidade de bens e insumos que alteram os “modus operandis” de ambos
atores; e outros, redundando em alterações significativas na operacionalização e no relacionamento entre as partes do novo mercado de energia e, em particular, o de energia elétrica.
1894
A sociedade busca caminhos e soluções para o equacionamento do crescimento sustentável, tanto em relação às questões sócio ambientais quanto às técnico e econômicas.
Estas transformações, sem dúvida, desfigurarão o planeta como um todo, impondo
uma nova “cara”, que será o resultado das mudanças que se está implementando em todos
os setores de infra-estrutura em diversos países.
A manutenção de regiões em eterno processo de desenvolvimento, outros em condições de precariedade, com desesperadoras mutilações da população por requisitos
básicos de vida, como a alimentação, a moradia e a segurança, não encontra respaldo
no arranjo sócio-econômico da moderna economia globalizada, baseada no desenvolvimento sustentável.
O setor elétrico, como meio integrador do desenvolvimento, busca caminhos para
disponibilizar os montantes de energia requeridos pelo mercado consumidor e deve propiciar, em conjunto com os órgãos de desenvolvimento social e ambiental, os meios para que
sejam estendidos, a toda população, os benefícios inerentes a disponibilidade da energia
elétrica como vetor de consolidação de evolução social a todo o país.
A privatização deste setor no Brasil torna esta missão mais ousada. Porém, identifica
as responsabilidades dos diversos atores que devem buscar, na integração de propósitos
e objetivos, os caminhos para incentivar o desenvolvimento, calcado em estratégias nacionais, mantendo, entretanto, a viabilidade e os objetivos comerciais dos diversos agentes
do novo setor elétrico.
Neste cenário, as pequenas centrais de geração de energia elétrica desenvolvem papel
importante, uma vez que elas podem se associar tanto ao gigantismo do sistema interligado, com vantagens relativas de um melhor espectro de adequação da oferta às solicitações
da demanda, quanto aos sistemas isolados ou inexistentes, se constituindo em importante
vetor de desenvolvimento localizado, técnico, econômico e social.
O contexto exige a integração dos órgãos de regulamentação, financiamento, planejamento e operação do setor elétrico aos organismos de política e desenvolvimento social do
país, de forma a buscar-se uma redução dos contrastes do planeta, eliminando-os internamente ao Estado e ao País.
Um destes mecanismos pode vir a se concretizar através da consolidação do Conselho de Energia do Estado, de forma a propiciar os “Rumos” da energia e da
economia no Estado.
Deverão ser priorizados o meio ambiente e o desenvolvimento social, ao mesmo tempo em que se consolida o chamado “Desenvolvimento Sustentável”, pela implantação de
um programa que garanta a melhor utilização dos recursos naturais do Estado, ao mesmo
tempo que promova as condições necessárias de infra-estrutura sócio-ambiental com regras claras e dirigidas ao estágio de evolução em que o Estado e o País se encontram,
respeitando-se as particularidades e as vocações regionais.
1895
BIBLIOGRAFIA
ANEEL - Regulamentação / Legislação do Setor Elétrico Brasileiro – 2001
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ELETROBRÁS - Planos Nacionais de Energia Elétrica – PRS; Plano 90; Plano 2000; Plano 2010; Plano 2015; (1973 –
1992) – Rio de janeiro
INFRA – 3º Fórum Brasileiro de Energia elétrica – São Paulo – 2003
MME – Proposta de Modelo Institucional do Setor Elétricos – Brasília – Junho de 2003
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Silveira R, Critério para Dimensionamento de Usinas Hidroelétricas, DNAEE/CESP - Rev. Água e E.E.
Walter, Arnaldo C.S. – Viabilidade e Perspectivas da Cogeração e da Geração Termelétrica do Setor Sucroalcooleiro
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CSPE – Relatório de Fiscalização de PCH’s e PCT’s – 06/2003
Nivaldo, Relatório de Progresso do Grupo de Trabalho de Metodologia de Avaliação Ambiental de Empreendimentos
de pequeno e médio portes – PCH’s – Secretaria de Meio Ambiente – Dezembro / 2003
Lei nº 10.848 de 15 de março de 2004 – Dispõe sobre a comercialização de energia elétrica, alterando as leis... e dá
outras providências.
Lei nº 10.847 de 15 de março de 2004 – Autoriza a criação da Empresa de Pesquisa Energética – EPE e dá outras
providências
1896
AVALIAÇÃO DE UM MÓDULO
FOTOVOLTAICO POLICRISTALINO
NA CONVERSÃO DE RADIAÇÃO
SOLAR EM ENERGIA ELÉTRICA
Odivaldo José Seraphim 1
Jair Antonio Cruz Siqueira2
Carliane Diniz e Silva3
Jair de Jesus Fiorentino4
João Alberto Borges de Araújo5
RESUMO
Os sistemas convencionais de fornecimento de energia elétrica, nem sempre se apresentam como a melhor opção para satisfazer as necessidades do setor rural. Por isso, há necessidade de pesquisas envolvendo a utilização de fontes alternativas de energias, dentre elas a
solar fotovoltaica, sendo que a produção de energia no meio rural promove crescimento
econômico e desenvolvimento social.
Esta pesquisa experimental teve a finalidade de apresentar uma metodologia para analisar
e avaliar o desempenho de conversão do módulo fotovoltaico de 45 e 60 WP, constituído por
células de silício policristalino, quanto à eficiência energética em função da disponibilidade de
radiação solar e da energia elétrica gerada. Os módulos apresentaram baixa eficiência média
diária e mensal, quando instalados em condições de campo, sendo que este desempenho está
relacionado diretamente a variação da radiação solar média diária integralizada, temperatura
de operação do módulo, orientação e inclinação do módulo em relação à latitude local.
Palavras-chave: módulo fotovoltaico, ângulo de inclinação, radiação solar, eficiência.
Prof. Adjunto do Depto. de Engenharia Rural –UNESP/FCA – Cx Postal 237, CEP 18.603-970 Botucatu/SP. Fone/
Fax (14) 3811 7194 e-mail [email protected]
1
Doutorando em Energia na Agricultura – UNESP/FCA – [email protected]
2
Dra em Energia na Agricultura – UNESP/FCA – Campus de Botucatu.
3
Doutorando em Energia na Agricultura – UNESP/FCA – [email protected]
4
Prof. Dr. do Depto. De Engenharia de Produção – FATEC/Botucatu –SP
5
1897
INTRODUÇÃO
Com a escassez das fontes convencionais de produção de energia, outras opções
devem ser consideradas, como a utilização de recursos energéticos renováveis, que
oferecem múltiplas vantagens: possibilitam o uso da mão-de-obra local, não degradam o meio ambiente e facilitam a possibilidade econômica de energia útil em pequena escala. Uma das opções para o fornecimento de energia para os usuários rurais é o
sistema solar fotovoltaico.
A energia solar fotovoltaica, entretanto, ainda apresenta um custo elevado, principalmente quando se refere ao público que seria mais beneficiado com este tipo de fonte descentralizada, ou seja, a população da zona rural.
Existem programas que fomentam a implantação de pequenos sistemas solares
fotovoltaicos para população mais carente. Em muitos casos, estes sistemas são instalados
e não são sistematicamente acompanhados, comprometendo o seu funcionamento e, conseqüentemente o seu rendimento.
Segundo Fedrizzi (1997), o serviço de eletrificação rural tradicional é basicamente caracterizado pela grande dispersão geográfica da população, baixo consumo de eletricidade,
alto investimento por consumidor, elevado custo operacional, resultando num baixo retorno ou até mesmo prejuízo financeiro à concessionária de energia elétrica.
No entanto, segundo Costa (2001), essas características podem ser interpretadas como
vantagens quando se trata do uso de fontes alternativas de energia adequadas, em particular,
a solar fotovoltaica. A possibilidade de ser usada em pequena escala e gerada localmente,
não necessitando de redes de distribuição, resolveria o problema de abastecimento de
pequenas propriedades e comunidades isoladas.
Já se atinge com novas técnicas de fundição de células policristalinas eficiências de 15 a
19%, enquanto que para filmes finos a eficiência encontra-se em torno de 7%
(ELETROBRÁS, 1994).
Para Al-Ismaily & Probert (1998), somente o silício monocristalino tem chegado
próximo à tensão e corrente máxima teórica. O maior problema é o seu custo elevado.
Embora estas células forneçam um bom balanço custo-eficiência e confiabilidade. Embora as células de silício amorfo podem alcançar uma eficiência de 10%, este valor não
é mantido por longo tempo diminuindo para 7%. As células policristalinas são feitas
de silício puro, mas não por um único cristal, sua eficiência é menor do que as
monocristalinas. Porém o silício policristalino é de fácil produção e, portanto, células
de mais baixo custo; sua eficiência é somente um pouco menor do que as células
monocristalinas. As células de filme fino são também feitas de silício, mas com uma
técnica de produção mais avançada, com consumo de silício no processo. A desvantagem do filme fino, particularmente o de silício amorfo, é sua eficiência de conversão
ser muito inferior do que aquela do silício cristalino.
O silício policristalino, constituído por um número muito elevado de pequenos cristais
da espessura de um cabelo humano, dispõe de uma quota de mercado de cerca de 30%.
As descontinuidades da estrutura molecular dificultam o movimento de elétrons e encorajam a recombinação com as lacunas, o que reduz a potência de saída. Por esse motivo
1898
os rendimentos em laboratório e em utilização prática não excedem os 18% e 12%,
respectivamente. Em contrapartida, o processo de fabricação é mais barato que do silício cristalino (CASTRO, 2003).
Atualmente o silício policristalino conta com aproximadamente 50% das células de silício fabricados no mundo, é a tecnologia fotovoltaica dominante. Pela primeira vez, a eficiência desta célula solar alcançou 18% (OLIVEIRA, 1997).
Qualquer alteração na eficiência do modulo afeta a geração de energia que, de acordo
com os próprios fabricantes, é baixa sua eficiência, mesmo nas Condições Padrão de Teste
(CPT). Contudo, é preciso efetuar teste em condições de campo, que em algum momento
se aproxima das CPT para observar-se o comportamento de sua eficiência.
Nesse sentido, este trabalho teve como objetivo, desenvolver uma metodologia para
analisar e avaliar a energia gerada e a eficiência de conversão da energia solar em energia
elétrica de dois módulos fotovoltaicos de constituição policristalina, instalados em condiçlões
de campo, sendo ambos da mesma marca, com potência de pico de 45 e 60 Wp. Para
tanto, considerou-se a disponibilidade de radiação solar global, a variação das inclinações
dos módulos em relação à latitude local e em relação às estações do ano.
MATERIAL E MÉTODOS
A pesquisa foi desenvolvida no Departamento de Engenharia Rural, da Faculdade de
Ciências Agronômicas, da Universidade Estadual Paulista (FCA/UNESP), localizada no
município de Botucatu, São Paulo, com localização geográfica definida pelas coordenadas
22° 51' Latitude Sul (S) e 48° 26' Longitude Oeste (W) e altitude média de 786 metros
acima do nível do mar, com clima subtropical úmido e temperatura média anual de 22oC.
A monitoração dos dados meteorológicos e elétricos do módulo foi realizado no Laboratório de Energização Rural, utilizando-se de uma torre meteorológica de 10 metros,
equipada com sensores e coletor de dados. Sendo que as características técnicas do módulo
estão descritas na Tabela 1.
Tabela 1. Características elétricas dos módulos fotovoltaicos com radiação
solar de 1.000W.m-2.
'DGRV7pFQLFRVD:P
3RWrQFLD 7HQVmR 7HQVmR &RUUHQWH &RUUHQWH 'LPHQVmR
0yGXOR 1RPLQDO 1RPLQDO HPDEHUWR $ HPFXUWR &[/[$
9
9
$ PP x PP x PP
:S
0 45
15,0
19,2
3,00
3,10
573 x 652 x 54
0 60
16,9
21,5
3,55
3,73
751 x 652 x 52
Fonte: Catálogo técnico do fabricante:
Para se quantificar e verificar a influência da radiação solar sobre a energia gerada e na
eficiência dos módulos fotovoltaicos, foram instalados dois módulos e direcionados para
o norte magnético, com os ângulos de inclinação e respectivos períodos de permanência,
para as seguintes condições abaixo:
1899
Módulo M1:
Inclinação: (23o ) = Latitude aproximada do local Período: (01 a 20/12/2002)
Inclinação: (13o) = Latitude local – 10o
Período:(21/12/2002 a 20/03/2003)
Inclinação: (23o)
Período: (21/03 a 20/06/2003)
Inclinação: (38o) = Latitude local + 15o
Período: (21/06 a 31/07/2003)
Módulo M2:
Inclinação: (33°) = Latitude local + 10°
Período: (01/12/2002 a 31/07/2003)
Para a realização dos objetivos desta pesquisa foram realizadas medições de grandezas
meteorológicas e elétricas, e calculados os dados instantâneos a cada 10 segundos, dos
parâmetros abaixo:
Temperatura do ambiente - TA, em (oC), Umidade relativa - UR, em (%), Radiação solar
incidente no plano horizontal (RH), no plano inclinado variável (RIV) e no plano inclinado
fixo (RIF), em (W.m-2), Corrente de carga - IC , em (Ampere), Tensão de carga - VC , em
(Volt), Energia gerada nos módulos - EG, em (Wh.m-2), Eficiência do modulo - EF, em (%).
Para determinar a potência fornecida pelos módulos, foram inseridas lâmpadas de 48W/
12V – CC, medindo-se a corrente de carga denominada de IC e a tensão de carga (VC), as
quais foram registradas pelo coletor de dados através de um divisor de tensão de relação
1:10, e a corrente de carga (IC), medida através de um resistor shunt (RS) de relação 30A/
150mV (FC = 0,2) e enviada como sinal de tensão, em mV. Esses valores foram corrigidos
pelo programa de cálculo através de fatores de correção, determinados para a realização
desses cálculos, com base na equação de potência elétrica em CC e do esquema elétrico da
Figura 1, calculadas através das Equações 01 e 02.
Para medição e determinação da corrente e tensão de carga e da potência dissipada
pelas cargas, utilizou-se da ligação representada pelo diagrama elétrico da Figura 01.
Figura 01. Esquema de medição da corrente de carga (IC) e da tensão de carga (VC).
0Ï'8/2
&
(-)
, 9
P
WQ
X
K
6
/
9&
1900
IC= mV x FC
[A]
(01)
P = VC x IC
[W]
(02)
Onde:
IC = corrente de carga, em Ámpere [A];
mV = tensão do resistor shunt, em [mV];
FC = fator de correção = 0,2;
VC = tensão de carga, em Volt [V];
P = potência elétrica dissipada na carga, em Watt [W].
O sistema de comunicação para a transferência de dados entre o Equipamento de Aquisição de dados ( Datalogger – CR23X) e o computador foi realizado através de um
sistema de transmissão de dados via modem, em tempo real.
Os módulos foram submetidos às condições de campo para verificar seus desempenhos, sendo os dados coletados no período de 01 de dezembro de 2002 a 31 de
julho de 2003. O software utilizado nesta pesquisa foi o PC208W 3.3, interligado ao
coletor de dados CR23X, com programação de uma sub-rotina de trabalho de coleta
de dados, com dados medidos a cada 10 segundos e média a cada 5 minutos, das
grandezas meteorológicas e elétricas.
Os dados coletados de radiação solar global e potência elétrica foram convertidos para valores de irradiância e potência por unidade de área e integralizados
diariamente, respectivamente.
A eficiência dos módulos foi calculada pela razão entre a irradiância e a potência por
unidade de área de cada módulo, com médias diárias e mensais, utilizando a energia solar
incidente no plano do módulo fotovoltaico (Hcol), com uma superfície de capitação (S), e
com a energia elétrica gerada (EG), pode-se calcular a Eficiência Energética de conversão
do módulo (EF), através das Equações 03 e 04, adequadas das metodologias de Lorenzo
(1994) e Salviano ( 2001):
A radiação solar global no plano inclinado dos módulos (H Inst ) RIV e RIF, foi
calculada pela Equação 03, e a irradiância integralizada diária sobre os módulos (Hcol) pela
Equação 04:
1
+ LQVW =
+ FRO =
Σ + PHG
1
(03)
1
W =1GLD
∫
+ ,QVW (GW )
(04)
W =0
1901
Onde:
H
radiação solar global instantânea medida, em W.m-²;
Inst -
N -
total de tempo do intervalo de medição, em s;
H­col - radiação solar diária incidente no plano do módulo (média diária), em Wh.m-²;
HInst(dt) - radiação solar instantânea incidente no plano do módulo em um dado tempo
(média de 5 minutos), em W.m-².
Utilizando-se a energia solar incidente no plano do módulo fotovoltaico (Hcol), com
uma superfície de capitação (S), e com a energia elétrica gerada (EG), pode-se calcular a
Eficiência Energética de conversão do módulo (EF), através das Equações 05 e 06:
W =1GLD
(* = ∫ ( , & × 9& )GW
(03)
(*
+ FRO × 6
(04)
W =0
() =
Onde:
EG = energia gerada, em Wh;
EF = eficiência do módulo, em %.
RESULTADOS E DISCUSSÃO
Analisando os dados de janeiro na Tabela 02, observou-se que nos dias de céu limpo
como no dia 08 obteve-se o valor máximo de radiação para o módulo M1-45, sendo de 7,72
kWh.m-2 , e a energia gerada igual a 462 Wh.m-2 e a eficiência de conversão alcançou 6,0 %.
Neste período a inclinação do módulo era de 13o, que corresponde à latitude do local menos
10o, potencializado para o verão. O mesmo não ocorreu no módulo M2-60, com radiação
de 6,73 kWh.m-2, energia gerada de 248,52 Wh.m-2 e eficiência de 3,7%, verificando-se neste
caso que o o módulo de menor potência de pico apresentou melhor conversão de energia
solar em energia elétrica, como pode ser verificado nas Tabelas 02 e 03.
Para o mês de abril, analisando o dia 13, no qual o módulo M1-45 (Tabela 2) estava com
inclinação de 23o, próximo à latitude local, potencializado para o outono, verificou-se que a
radiação máxima no mês foi de 7,34 kWh.m-2, a energia gerada de 449 Wh.m-2 e a eficiência
de conversão foi de 6,12 %, sendo ligeiramente superior à obtida em janeiro. Isto demonstra que a mudança do ângulo inclinação teve uma interferência positiva na absorção de
energia. Por outro lado, no módulo M2-60 (Tabela 03) verificou-se que a radiação máxima
foi de 7,45 kWh.m-2, a energia gerada de 530,15 Wh.m-2 e a eficiência de 7,11%.
Conforme observa-se para o módulo M1-45, para o mês de julho, a radiação
máxima foi de 6,23 kWh.m-2, com energia gerada de 387 Wh.m-2 e eficiência de 6,22
%, o ângulo de inclinação nesta época era de 38o (latitude mais 15o), potencializado
para o período de inverno.
1902
Tabela 02. Dados médios diários da Radiação Solar Integralizada, Energia Gerada e
Eficiência de Conversão em Janeiro, Abril e Julho de 2003, incidentes no módulo M1-45.
Dia
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
0pGLD
Radiação So lar
Energ ia Ge rada no
Integralizada
Módulo (Wh.m-2 )
(kWh.m-2 )
Janeiro Abril Julho Janeiro Abril Julho
6,52 5,99 389,58 337,23
5,37 6,88 5,79 242,66 437,98 313,06
4,34 6,80 6,06 157,07 416,30 332,81
3,14 0,73 5,90 91,68 0,87 319,13
1,75 3,47 5,81 19,21 128,19 305,08
5,71 1,99 5,34 286,64 25,07 276,61
7,74 4,84 2,55 456,05 254,58 72,72
6,80 5,73 444,14 305,02
7,21 5,37 5,72 432,13 223,07 297,91
5,77 2,12 0,50 341,83 22,83 0,50
6,61 3,65 3,87 333,13 139,73 169,95
3,18 6,14 76,03 340,07
1,34 4,33 5,37 179,14
4,36 6,82 5,12 98,55 409,80 272,04
5,40 4,73 5,89 260,72 213,35 341,37
4,91 5,66 5,87 255,63 331,13 341,58
5,78 6,58 5,41 304,95 401,41 341,58
4,79 5,30 5,66 262,40 287,98 324,32
6,01 3,43 6,12 338,74 147,70 370,08
5,15 2,02 251,14 19,37 3,83 2,70 6,20 224,33 72,35 375,97
2,97 6,36 5,78 1,76 371,17 317,03
1,90 6,52 6,10 2,45 382,29 370,92
3,31 6,47 5,07 71,18 376,35 16,92
1,37 6,31 3,43 2,02 354,84 117,79
2,39 6,26 3,58 18,63 360,50 99,62
1,77 6,28 3,68 16,92 356,09 120,57
2,14 6,00 5,78 31,85 344,39 341,77
3,76 5,99 4,67 116,62 323,27 225,28
3,38 5,69 5,01 88,70 289,51 268,64
4,42 5,23 5,70 133,50
283,28
1903
Efic iência de
Conversão do
Módulo (%)
Janeiro Abril Julho
4,52
3,62
2,92
1,09
5,02
5,89
5,99
5,92
5,04
2,39
0,40
2,26
4,82
5,21
5,28
5,48
5,63
4,87
5,86
0,06
0,13
2,15
0,15
0,78
0,96
1,49
3,10
2,62
3,02
5,98
6,37
6,12
0,12
3,69
1,26
5,26
6,53
4,15
1,08
3,83
6,01
4,51
5,85
6,10
5,44
4,30
0,96
2,68
5,83
5,86
5,81
5,62
5,75
5,67
5,74
5,39
5,09
5,63
5,41
5,49
5,41
5,25
5,18
2,86
5,32
5,21
0,10
4,40
5,54
4,14
5,31
5,80
5,82
6,32
5,73
6,05
6,07
5,48
6,08
0,33
3,43
2,79
3,27
5,91
4,83
5,36
4,97
Tabela 03. Dados médios diários da Radiação Solar Integralizada, Energia Gerada e
Eficiência de Conversão em Janeiro, Abril e Julho de 2003, incidentes no módulo M2-60
Dia
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
0pGLD
Radiação So lar
Integralizada (kWh.m-2 )
Janeiro
5,06
4,65
3,87
2,80
1,55
5,05
6,74
6,20
4,81
5,73
2,84
1,24
3,97
4,93
4,15
4,83
4,16
5,42
4,66
3,49
2,68
1,71
2,99
1,27
2,17
1,59
1,92
3,48
3,15
3,96
Abril Julho
6,44
5,91
5,74
6,68
6,05
0,68
5,84
3,37
5,71
1,88
5,24
4,85
2,55
6,85 5,38
5,61
2,03
0,53
3,58
3,89
7,22
6,18
4,37
7,01
5,15
4,87
5,95
5,76
5,86
6,74 5,35
5,66
3,35
6,09
1,95
6,25
2,72
6,16
6,64
5,85
6,81
6,12
6,69
5,11
6,51
3,49
6,49
3,69
6,55
3,75
6,14
5,80
6,26
4,71
5,88
5,03
5,73
Energ ia Gerada no
Módulo (Wh.m-2 )
Janeiro
206,57
130,43
92,30
50,52
9,33
161,11
247,65
249,02
192,15
185,42
44,83
3,09
54,97
149,84
144,80
171,94
148,34
196,98
154,26
20,92
43,56
10,52
45,28
1,18
12,02
11,01
20,03
69,54
57,01
84,43
Abril
426,27
466,35
0,58
120,84
24,58
245,37
507,02
248,67
23,12
143,95
537,83
485,65
243,92
387,83
49,07
11,47
9,85
10,15
9,16
432,05
473,19
470,01
444,05
452,52
447,97
430,59
408,38
366,20
1904
Julho
378,35
350,85
373,82
360,51
345,29
317,13
83,89
336,51
0,46
185,62
383,71
190,06
309,20
386,25
386,51
370,24
419,55
438,33
426,21
361,01
420,90
11,01
130,64
112,30
137,73
390,40
247,81
305,12
324,68
Eficiência de
Conversão do Módulo
(%)
Janeiro Abril Julho
4,09
6,62
6,40
2,80 6,11
2,38
6,98
6,18
1,80
0,08
6,17
0,60
3,58
6,05
3,19
1,31
6,05
3,67
5,06
3,29
7,40
4,02
4,62
6,00
3,99
1,14
0,09
3,24
4,02
4,77
1,58
7,45
6,21
0,25 4,35
1,38
6,93
6,01
3,04
5,01
6,50
3,49
6,74
6,59
3,56
0,73
3,57
0,21
6,54
3,63
0,29
6,89
3,31
0,52
7,01
0,60
0,34
6,92
1,62
6,51
6,17
0,62
6,95
6,87
1,51
7,02
0,22
0,09
6,82
3,74
0,55
6,98
3,04
0,69
6,84
3,67
1,04
7,01
6,73
2,00
6,52
5,26
1,81
6,23
6,07
2,13
5,66
Para o módulo M2-60, observou-se que a radiação foi de 6,25 kWh.m-2, energia gerada
de 438,33 Wh.m-2 e eficiência de 7,01%. Observa-se que os valores foram superiores ao do
módulo M1-45, invertendo-se a situação no período de dez/02 a abr/03. Com os dados
fornecidos pela Tabela 04 e ilustrados na Figura 02, pode-se observar esta variação em
função dos meses correspondentes ao período de coleta de dados.
400
7
350
6
300
5
250
4
200
3
150
Eficiência (%)
Energia Gerada (Whm-2)
Figura 02 – Variação da energia gerada e eficiência dos módulos nos meses analisados.
2
100
1
50
0
0
DEZ/02
JAN/03
FEV/03
MAR/03
ABR/03
MAI/03
JUN/03
JUL/03
MÊS/ANO
Energia Gerada - M1-45 (Whm-2)
Energia Gerada - M2-60 (Whm-2)
Eficiência - M1-45 (%)
Ef iciência - M2-60 (%)
Na Tabela 04, pode-se verificar a diferença percentual de geração de energia e eficiência,
entre os módulo M1-45 e M2-60, que até o mês de abril, o M1-45 apresentou valores
superiores ao do M2-60 para ambas as variáveis. A partir do mês de abril o M2-60 apresentou valores superiores.
Tabela 04. Eficiência energética média e máxima mensal dos módulos M1-45 e M2-60
e a diferença percentual M1/M2*, de DEZ/2002 a JUL/2003.
Inclinação Energ ia Gerada (Wh m-2)
Mês
Média
Efic iência (%)
Média M1/M2 Máx
Média
Max
Média M1*/M2*
M1 M2
M1-45 M2-60
DEZ/02 23o 33o 228,21 126,17
%
M1-45 M1-45* M2-60 M2-60*
%
80,88
6,15
3,99
3,96
2,54
57,09
185,84 103,79
79,05
6,22
3,51
4,09
2,26
55,31
FEV/ 03 13o 33o 301,43 203,99
47,77
6,08
4,90
4,85
3,59
36,49
24,66
6,23
1,82
5,11
1,51
20,53
-5,20
6,53
4,79
7,45
4,81
-0,42
263,48 342,79
-23,14
5,75
4,66
7,21
5,66
-17,67
JUN/ 03 23o 33o 240,81 310,90
-22,54
5,77
4,58
7,06
5,76
-20,49
-11,38
6,22
4,83
7,18
5,45
-11,38
o
JAN/03 13
o
MAR/03 13
o
33
o
33
101,25
81,22
ABR/ 03 23o 33o 281,21 296,62
o
MAI/03 23
o
JUL/03 38
o
33
o
33
263,41 297,22
1905
As Figuras 03 e 04 representam a curva de tendência entre a energia gerada e eficiência
com relação à radiação solar integralizada diária, referentes ao mês de abril, mostrando
que os maiores valores de radiação incidente sobre os módulos, se encontram na faixa de
5.500 a 7.500 Wh.m-2 .
Figura 03. Média diária da radiação solar integralizada no plano dos módulos e energia
gerada nos módulos. (Abril/03).
600
E GM 1 = 5E-06x2 + 0,0298x - 40,037
R 2 = 0,976
Energia Gerada (Whm-2)
500
EGM2 = 1E -05x2 - 0,0175x + 1,3751
R 2 = 0,7768
400
300
200
100
0
500
1500
2500
3500
4500
5500
6500
7500
Radiação Solar Média Diária Integralizada (Whm-2)
M1-45
M2-60
Figura 04. Média diária da radiação solar integralizada no plano e a eficiência dos
módulos (Abril/03).
8
7
E F M1 = -1E -07x2 + 0,0018x - 1,4911
R 2 = 0,9494
Eficiência (%)
6
E F M2 = 4E -08x2 + 0,0008x - 0,8627
R 2 = 0,6676
5
4
3
2
1
0
500
1500
2500
3500
4500
5500
Radiação Solar Média Diária Integralizada (Whm-2)
M1-45
1906
M2-60
6500
7500
CONCLUSÕES
A mudança de inclinação é recomenda para maximizar a absorção da radiação incidente, deixando o módulo mais perpendicular ao fluxo de radiação. Com estas modificações
do ângulo de inclinação os módulos tiveram relações proporcionais quanto à conversão
de energia solar em energia elétrica. Portanto, pode-se concluir que a metodologia apresentada quanto a variação do ângulo de inclinação dos módulos, foi aplicada corretamente.
Devido à interferência dos elementos climáticos que os módulos foram submetidos em
campo, os módulos não atingiram a eficiência que seu fabricante determina, apresentando
baixos valores de energia gerada e de eficiência média inferior a 50 % dos valores, quando
comparados com os dados fornecidos pelos fabricantes.
O comportamento da eficiência de conversão de energia solar em energia elétrica, é
diretamente dependente da irradiância média diária e integralizada no período de maior
incidência, do ângulo de inclinação dos módulos e também varia com o tipo e o fabricante
dos módulos fotovoltaicos.
Existem ganhos de energia gerada e eficiência de conversão na mudança de inclinação
dos módulos, dependendo da época do ano, indicando assim que se adotem inclinações de
23° na primavera, 13° no verão, e 33° no outono e inverno.
AGRADECIMENTOS
À FAPESP, pelo financiamento do projeto de pesquisa e ao CNPq pela concessão da
bolsa de doutorado.
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184-200, jun 2001.
1907
DESENVOLVIMENTO E ENSAIOS DE
UMA CÉLULA A COMBUSTÍVEL DE
POLÍMERO SÓLIDO (PEMFC)
PARA GERAÇÃO ESTACIONÁRIA
C. V. Boccuzzi; G. Ett, G. Janólio; G. Y. Saiki;
J. A. Jardini; M.Ellern; V. Ett
RESUMO
As células a combustível são dispositivos que convertem continuamente energia química
diretamente em energia elétrica e térmica graças à alimentação constante de um combustível. A reação química resultante da operação gera, além de energia, calor e água.
Com o grande desenvolvimento na área de materiais a tecnologia em células a combustível, associada à crescente exigência de baixo impacto ambiental, tornou-se bastante promissora no cenário mundial de energia. Estas representam, já em médio prazo,
uma alternativa tanto para motores a combustão (unidades móveis), como para geradores de energia de médio porte (100 kW) e até plantas de alguns MW de potência
(unidades estacionárias).
Esse artigo apresenta os resultados de um projeto realizado entre a Electrocell, a Universidade de São Paulo e a AES Eletropaulo que teve como objetivo desenvolver e testar uma
célula a combustível de polímero sólido (PEMFC) de até 50 kW, com saída 220 V/127 V
para geração estacionária.
Palavras chave: Hidrogênio, Célula a Combustível, Polímero Sólido, Geração Estacionária.
I. INTRODUÇÃO
ESTE artigo apresenta os resultados de um projeto de Pesquisa e Desenvolvimento
realizado entre a Electrocell, a Escola Politécnica da Universidade de São Paulo e a AES
Eletropaulo que teve como objetivo desenvolver e testar um protótipo de célula a combustível de polímero sólido (PEMFC – Proton Exchange Membrane Fuel Cell) para
posterior fabricação em escala industrial no Brasil. Esse tipo de célula, anteriormente
desenvolvido para uso veicular, passou a ser encarado como uma alternativa atrativa
para geração estacionária.
1908
O desenvolvimento ficou a cargo da Electrocell, empresa que já havia desenvolvido
anteriormente uma célula completa e acabada para 1 kW e que detinha a capacitação e
tecnologia para tal projeto. O desenvolvimento foi acompanhado e validado na Universidade de São Paulo através do Departamento de Energia e Automação Elétricas da Escola
Politécnica da Universidade de São Paulo (EPUSP-PEA).
II. célula a combustível
As células a combustível são, em princípio, baterias (pilhas) químicas, ou seja, dispositivos
que convertem energia química diretamente em energia elétrica e térmica, possuindo, entretanto uma operação contínua, graças à alimentação constante de um combustível. [1]
Ao ser utilizado como fonte de energia numa célula a combustível, o hidrogênio libera
energia e não gera poluentes. A reação química resultante da operação gera, além de energia, calor e água pura.
O hidrogênio pode ser obtido a partir da eletrólise da água, da reforma de vapor de
hidrocarbonetos leves (cadeias carbônicas situadas entre o metano e a nafta), da gaseificação
de resíduos agrícolas e, da dissociação do metanol, etanol e do gás natural.
O reformador é um equipamento que “quebra” a molécula do combustível liberando
os átomos de hidrogênio (H2). Ele trabalha com vapor de água em temperaturas relativamente elevadas e, para tanto, utiliza parte da energia do combustível que geralmente é
da ordem de 20%.
O início da pesquisas de células a combustível ocorreu há mais de 150 anos, por Sir
William Grove. Com o grande desenvolvimento na área de materiais nos últimos 15 anos,
a tecnologia em células a combustível, associada à crescente exigência de baixo impacto
ambiental, tornou-se bastante promissora no cenário mundial de energia. Estas representam, já em médio prazo, uma alternativa tanto para motores a combustão (unidades móveis), como para geradores de energia de médio porte (100 kW) e até plantas de alguns
MW de potência (unidades estacionárias). O estudo e desenvolvimento de célula a combustível associam outras áreas de conhecimento, como, por exemplo, a produção de hidrogênio a partir da reforma de outros combustíveis (fósseis, de biomassa, etc.), incluindo-se aí
o etanol, estratégico para o Brasil.
Esta conversão ocorre por meio de duas reações eletroquímicas parciais de transferência
de carga em dois eletrodos separados por um eletrólito apropriado, ou seja, a oxidação de
um combustível no ânodo e a redução de um oxidante no cátodo. Escolhendo-se, por
exemplo, hidrogênio como combustível e oxigênio (do ar ambiente) como oxidante, temse na denominada célula ácida, a formação de água e produção de calor, além da liberação
de elétrons para um circuito externo, que podem gerar trabalho elétrico. As reações nos
eletrodos são:
Ânodo:
H2
Cátodo:
Reação Total:
H2 + ½ O2
→
2H+ + 2e-
(1)
½ O2 + 2H+ + 2e- →
H2O
(2)
→
H2O
(3)
1909
Tabela I - Geração de Energia x Impacto Ambiental (fonte mct - ministério da ciência
e tecnologia)
Tipo de
Impacto Ambiental (Valo res em Kg de poluentes por MWh)
geração de
Co mbustão a óleo Co mbustão a carvão
Cé lula a co mbustível
energia
Co mbustão a gás
particulados
0,2
0,2
0,2
0,0000045
NOx
0,3
0,5
1,1
0,028 a 0,2
SOx
-
1,2
1,9
0,00036
Opacidade
Opacidade
Opacidade
Desprezíve l
Fumaça
Um esquema simplificado de uma célula a combustível de eletrólito polimérico sólido é
apresentado na figura 1. Os prótons produzidos na reação anódica são conduzidos pelo
eletrólito até o cátodo, onde se combinam com o produto da redução do oxigênio, formando água.
Fig. 1 Desenho Esquemático de uma Célula a Combustível
III. Tipos de células a combustível
Existem vários tipos de células a combustível, classificados segundo o eletrólito que
utilizam, o qual define a temperatura de operação.
A tabela II relaciona os tipos de célula a combustível considerados hoje os mais promissores para aplicações terrestres com suas características principais, a sua temperatura de
operação, e suas aplicações mais relevantes. Estas células possuem materiais constituintes
distintos e técnicas de construção diversas.
1910
Tabela II - Tipos de Células a Combustível
Célula
Combustível
(Tipo)
Eletrólito
AFC
(Alcalina)
PAFC
(Ácido Fosfórico)
KOH
(OH-)
H3PO4
(H3O+)
PEMFC
(Polímero Sólido)
DMFC
(M etanol Direto)
Temp eratura Eficiência
Aplicação
(°C)
Típica (%)
Disp onibilidade
Custo a curto/
médio Prazo
(2005/2010)
(US$/kW)
50 a 120
55 a 60
Veículos
Demonstração
US$ 750 / 550
180 a 210
42 a 47
Comercial
US$ 1.400 / 1.275
Membrana
(H+ )
60 a 110
45 a 65
Geração
Estacionária
Veículos
Geração.
Estacionária
Membrana
(H+ )
45 a 100
50 a 55
630 a 650
55 a 60
800 a 1000
40 a 45
MCFC
(CO32- )
(Carbonato Fundido)
SOFC
ZrO2
(Óxido Sólido)
(O2+ )
Veículos
Pré-comercial
US$ 250 / 100
Pré-comercial
US$ 1.500 / 1.000
Pré-comercial
US$ 750
Geração
Demonstração
Estacionária
Pesquisa
Geração
Estacionária Pré-co mercial
US$ 1.900 / 1.600
US$ 1.450 / 1.250
Como se trata de uma tecnologia pouco utilizada a quantidade de dados relativos ao seu
uso comercial ainda são poucos.
A primeira unidade comercial disponível foi a PC-25 desenvolvida pela International
Fuel Cells Corporation (IFC) em 1991. Trata-se de uma célula tipo PAFC (Phosphoric
Acid Fuel Cell) de 200 kW, 480/277 V, 60 Hz e 400/230 V a 50 Hz. A eficiência dessa
célula está em torno de 40% e chegando à aproximadamente 80% com aplicações em
cogeração. Uma unidade acumulava em agosto/2000 mais de 50.000 horas de operação.
Uma das unidades alcançou operação ininterrupta de 9.500 horas.
IV. Sistema desenvolvido
Esse projeto teve como objetivo desenvolver um protótipo de Célula a Combustível de
Polímero Sólido (PEMFC) para posterior fabricação em escala industrial no Brasil buscando-se um elevado grau de nacionalização.
O projeto inicial previa a construção de 5 módulos (“stacks”) de até 10 kW cada, porém
diversos fatores impediram o alcance desse objetivo. Por isso o projeto foi reduzido para
3 módulos, mantendo ainda o objetivo global do protótipo/pesquisa. O maior objetivo
proposto pelo projeto de desenvolvimento de sistema de geração distribuída a partir de
células combustíveis foi o domínio local de capacitação nesta tecnologia de geração alternativa. Este seria um efetivo primeiro passo para o futuro desenvolvimento de aplicações
sustentáveis de geração distribuída a partir da tecnologia de célula combustível, tipo PEM
já reconhecida como a mais adequada a sistemas de geração distribuída.
Além do domínio local de capacitação tecnológica o projeto tinha por objetivo a
criação de aplicação que viesse garantir mínimo impacto ambiental – permitindo a
criação de fontes de geração alternativas que evitem os problemas comuns dos geradores a diesel (poluição sonora e ambiental - resíduos sólidos no ar e líquidos no
solo-, necessidade de espaços restritos e com condições especiais, e principalmente
riscos de explosão e incêndio).
1911
Foi requerido também a possibilidade de operação com cargas isoladas sem alteração
de performance. A configuração modular, tanto dos stack como o do sistema total, deveria permitir evitar os problemas de transporte e as paradas pelas manutenções freqüentes
exigidas pelos geradores a diesel. Além disso, o requisito da saída trifásica em estrela 220V
permitiria a futura conexão em paralelo com a rede, permitindo que o sistema funcione
futuramente como um “no-break” e um retificador de forma de onda oferecida à carga
tirando picos e eventuais quedas de nível de tensão, tornando a aplicação ideal para situações onde a energia elétrica é bastante crítica.
Os módulos de células a combustível desenvolvidos foram compostos por 180
MEAs (Membrane Electrode Assembly - Conjunto de Membrana - Eletrodo), sendo
40 no módulo 1, 80 no 2 e 60 no 3, que fornecem tensão e corrente contínuas, por isso
é necessário um módulo de eletrônica de potência (inversor) para que ela possa fornecer tensão e corrente alternadas. Esse módulo consiste de um inversor formado por
pontes de IGBTs (Insulated Gate Bipolar Transistor – Transistor Bipolar de Porta
Isolada), filtros e transformador.
A figura 2 apresenta uma foto do sistema construído.
Fig. 2 Rack fechado (4m2) e aberto com Células a Combustível (direita), módulo de
controle (centro) e módulo de eletrônica de potência (esquerda)
A figura 3 apresenta a configuração física simplificada das células, eletrônica de potência
e transformador na configuração inicial de 5 módulos de até 10 kW cada.
1912
Fig. 3 Esquema simplificado (célula + eletrônica de potência) da configuração inicial
Inversores (PWM)
Transformador
Fase A
Filtros
MOD. A
Contator
Inversor
Fase B
Stack 3
MOD. A
MOD. B
Stack 2
Stack 1
Células a Combustível
Contator
Rede
MOD. B
Carga
Stack 5
Fase C
Stack 4
MOD. A
MOD. B
V. TESTES EFETUADOS
O sistema desenvolvido consiste em célula a combustível, inversor e transformador.
Devido a essa modularidade e também ao fato de que esses itens foram construídos em
períodos diferentes, os testes foram efetuados para cada parte do sistema.
Primeiro foram efetuados os ensaios no transformador. Esses ensaios foram os de
vazio e de curto-circuito, para se determinar os valores das reatâncias de magnetização,
perdas no ferro e equivalentes. Após os testes no transformador foram efetuados os testes
no módulo de eletrônica de potência. Esse módulo é composto por um inversor e filtros
de harmônicas. Esses ensaios determinaram o rendimento do módulo, as formas de onda
de corrente e tensão para diferentes cargas. Em seguida foram efetuados os ensaios da
célula a combustível que utilizaram o sistema completo, ou seja, célula a combustível,
módulo de eletrônica de potência e transformador.
VI. ENSAIOS DA CÉLULA A COMBUSTÍVEL
Os ensaios foram realizados utilizando-se um, dois ou três stacks. Em alguns ensaios foi
necessária a utilização de baterias em série com a célula devido à necessidade de uma tensão
mínima de funcionamento do módulo de eletrônica de potência.
1913
Foram medidos: a potência elétrica resultante da célula, a potência fornecida às cargas, o
consumo de hidrogênio e oxigênio e as temperaturas dos gases.
Os primeiros testes foram realizados com apenas um stack alimentado com ar do ambiente. Em seguida esse stack foi alimentado com oxigênio e verificou-se com isso um
aumento na potência fornecida pela célula. Os demais testes foram realizados alimentando-se a célula com oxigênio e utilizando mais de um stack que foram ligados em série.
Como carga foram utilizados 12 lâmpadas halógenas (potência total de 6 kW), um
forno elétrico (4 kW) e uma prensa (2,4 kW). Com essas cargas foi possível testar desde a
condição em vazio (célula a combustível alimentando apenas sistemas auxiliares) até a potência de 11.540 W.
Dos ensaios na célula a combustível têm-se os rendimentos elétricos e químicos.
A figura 4 apresenta uma foto das lâmpadas sendo alimentadas através da energia elétrica gerada pela célula a combustível.
Fig. 4 Célula a combustível alimentando lâmpadas.
A. Desempenho Elétrico
Os ensaios realizados foram utilizados para determinar o desempenho elétrico da célula
a combustível. Para isso foram medidas a corrente e tensão geradas pela célula e a potência
fornecida à carga.
A tabela III apresenta alguns desses valores. As duas primeiras colunas apresentam a
tensão e a corrente geradas pelos stacks mais baterias. Já a quarta e quinta colunas apresentam a tensão e corrente dos stacks.
1914
Tabela III
Desempenho Elétrico
Total
Na célu la
VCC (V) ICC (A) PCC (W) VCC (V) ICC (A) PCC (W)
93,7
91,0
113,1
79,8
73,2
74,6
86,2
84,9
144,7
111,3
6.990
7.844
9.602
11.547
8.147
49,7
47,6
43,1
39,0
78,5
74,6
86,2
84,9
144,7
111,3
3.707
4.103
3.659
5.643
8.737
Potência
Stacks
Rendimento (%)
Carga (W)
Usados
6.520
93,3
2
7.416
94,5
2
9.151
95,3
2
11.540
99,9
2
6515
84,0
1, 2 e 3
A figura 5 apresenta a curva V x I dos ensaios realizados. No eixo das ordenadas são
apresentados os valores das tensões em cada MEA da célula a combustível.
Observa-se, para os casos com stack 2 e 3, que há um aumento no rendimento para o
caso em que as reações eletroquímicas são realizadas com oxigênio em relação às que são
realizadas utilizando-se apenas ar.
Fig. 5 Curva V x I de todos os ensaios.
9[,
0,9
Stack 2 e 3 c/ Ar
0,8
Stack 2 C/ O2
9
0,7
R
mV
Q
H 0,6
7
Stack 2 e 3 C/ O2
Stack 1, 2 e 3 C/ O2
0,5
0,4
0
50
&RUUHQWH$
100
150
B. Rendimento Químico
O objetivo do cálculo do rendimento químico é verificar qual a vazão necessária para
geração de uma determinada quantidade de potência elétrica.
Para isso foram medidas as vazões de hidrogênio e oxigênio, e a potência elétrica gerada.
O cálculo da vazão de hidrogênio estequiométrico é dado por:
9 + = 1,05 × 10−8 ×
2
3H
9F kg/s
1915
onde:
Pe é a potência elétrica resultante; e
Vc é a tensão média por célula unitária.
Vc=0,56V (em fase inicial de ativação)
Densidade do H2 = 0,084 kg/m³
logo:
9+ = 0,0075 ×
2
3H
l/min
9F
A tabela IV apresenta os valores das vazões dos gases e a potência elétrica gerada pelos
stacks para os casos em que apenas um stack foi utilizado. A sexta coluna apresenta a vazão
teórica para a potência elétrica obtida. A sétima coluna apresenta a potência que deveria ser
obtida com a vazão utilizada.
Tabela IV
Rendimento Químico (1 stack)
Vazão H2 Vazão O2
I (A) VCC (V)
(l/ min) (l/ min) CC
85
70
95
135
68
80
90
130
77,0
86,2
84,9
144,7
49,0
47,6
43,1
39,0
Pot.
Cé lula
(W)
3.773,0
4.103,1
3.659,2
5.643,3
Vazão H2
Teórico
(l/min)
50,5
55,0
49,0
75,6
Pot. Teórica para
Rendimento
Vazão Utilizada
(%)
(W)
6.347
59,4
5.227
78,5
7.093
51,6
10.080
56,0
Nos testes o valor recomendado para ajuste de vazão deve ser 20% acima do recomendado para não faltar combustível e umidificação nas últimas células do stack. Este fator
diminui a eficiência no consumo de gás.
VII. Conclusão
O projeto não atingiu completamente o objetivo técnico proposto. Do módulo de 80
MEAs esperava-se 50 Volts com 200 Ampères sendo que o maior valor obtido foi 39V e
145A. Isso se deve em parte ao fato de que os testes foram efetuados com as células
ativadas há pouco tempo e parte devido a eficiência obtida no projeto. Com o procedimento de ativar e desativar as células (ciclagem) há um aumento da tensão fornecida (aumento de 0,5 V a 1 V a cada ciclagem). Um outro fator se deve ao fato de que o Stack 1
encontra-se com baixa eficiência por ter sido utilizado demasiadamente com as experiências iniciais de construção do protótipo da célula.
Mesmo não tendo sido possível atingir o objetivo inicial do projeto (5 x 50 kW) todas as
fases da pesquisa foram cumpridas e avaliadas. Além disso, os rendimentos elétrico e químico
estão próximos do esperado embora nos testes foi utilizado hidrogênio em excesso.
O conjunto de célula a combustível e eletrônica de potência funcionaram adequadamente suprindo tensões de 127/220V nclusive para cargas isoladas.
1916
Dos ensaios e testes e a partir da experiência acumulada durante as diversas etapas do projeto
uma grande carga de conhecimento foi adquirida. Seguem alguns exemplos de experiências
acumuladas que garantem o incremento da relação custo/ benefício de novos projetos:
l
Deve-se sempre finalizar a etapa de ativação do catalisador antes da operação para se
obter a potência máxima da célula, visto que a cada nova medida tem-se obtido uma
melhor eficiência.
l
É importante o uso de um sistema de purificação de hidrogênio, para podermos utilizar
o hidrogênio comercial que custa um quinto do preço do grau 4.0 utilizado no projeto.
Além disso, deve-se inserir um compressor na saída dos Stacks para reaproveitar todo
o gás excedente.
l
O sistema de resfriamento deve garantir o aproveitamento do calor gerado para fornecimento de água quente para sistemas de utilidades como esterilização ou ar condicionado.
l
Deve-se sempre garantir a possibilidade de ligação em paralelo a rede para suprir melhores resultados na aplicação em geração distribuída e mesmo garantir que o sistema
funcione como um no-break permitindo o fornecimento não só de uma energia limpa,
silenciosa e segura, mas também de excelente qualidade em termos de forma de onda
e nível de tensão.
Os resultados alcançados e os esforços dedicados ao projeto de desenvolvimento de
sistema de geração distribuída a partir de células combustíveis na tecnologia PEM garantiram que um verdadeiro salto fosse dado na capacitação tecnológica local não só na aplicação de células a combustível em si, mas também no conjunto de partes, acessórios e módulos
complementares necessários para garantir que as aplicações em células combustíveis tornem-se economicamente viáveis para geração distribuída.
VIII. REFERÊNCIAS
[1] Website do Grupo Electrocell - www.electrocell.com.br
[2] BLOMEN L J M J, JOHANSON T B “Fuel Cells” Lund University Press 1989
[3] EG&G Services Parsosns, Inc., Science Applications International Corporation, “Fuel Cell Handbook” - Fifth
Edition, October 2000, U. S. Department of Energy.
[4] NYSERDA New York State Research and Development Authority. “220 kW Fuel Cell Monitoring and Evaluation
Program; Providing Independent Performance Data on Phosphoric Acid Fuel Cells- Final Report 97-3” fevereiro 1977
[5] Silva, W. M.; Paula, P. P.; Janólio, G; Ebessui, A. e Ett, G. “Design and Operation of a Fuel Cell System Prototype for
Electric Vehicles” EPE2001- European Power Electronics Conference.
[6] J. L. P. Pinheiro, “O suprimento de energia através das células de combustível”, MSc. dissertation, Dept. Energia e
Automação, University of São Paulo, Escola Politécnica, 1998.
1917
DIFERENCIAIS DO EMPREGO DO MÉTODO
DE MONTE CARLO NA ANÁLISE DE RISCOS
DE PROJETOS - APLICAÇÃO A UM
CASO DE CO-GERAÇÃO1
Haroldo Monteiro Ribeiro Junior
RESUMO
O trabalho busca apresentar a propriedade da aplicação de modelos de simulação dinâmica baseados nos métodos de Monte Carlo na avaliação de riscos de projetos de energia,
particularmente sujeitos a várias incertezas. Como forma de ilustrar a relevância dessa proposta no processo de tomada de decisão, uma aplicação real de um projeto de co-geração
industrial é apresentada como estudo de caso, permitindo a confrontação dos indicativos
dessa metodologia com os da análise de sensibilidade determinística tradicional.
1. INTRODUÇÃO
Em essência, a análise econômica de projetos de investimentos constitui um processo
ordenado, planejado e imparcial de avaliação que tem como objetivo estabelecer indicativos
quanto ao valor e riscos envolvidos na sua implantação, requerendo o tratamento qualitativo
e quantitativo de uma complexa interação de variáveis para formulação desse julgamento.
Do ponto de vista financeiro, a análise de investimentos é profundamente afetada pelo comportamento dos fatores de risco ditos sistemáticos, que atingem de maneira global todos os
investimentos, particularmente na definição dos custos de capital e rentabilidades esperadas.
Originária das teorias de gestão de ativos financeiros, esta abordagem parte da hipótese
de ser esta a parcela relevante para a definição das estratégias do investimento, uma vez que
a diversificação de ativos propicia a eliminação dos riscos específicos (não sistemáticos) de
cada atividade. Entretanto, quando aplicada à carteira de projetos de uma corporação, essa
premissa reveste-se de uma dificuldade prática, levando a que a diversificação dos investi1
O artigo é baseado em um capitulo da dissertação de mestrado do autor ( vide Referências Bibliográficas).
1918
mentos mantenha-se como uma prerrogativa dos acionistas, porém, não necessariamente
da empresa, a qual restringe-se a atuações enquadradas em seus objetivos estratégicos. Sob
essa perspectiva, cada projeto, quando visto de forma isolada, requer uma análise específica de sua viabilidade e do grau de contribuição na geração de valor para a empresa, determinando o foco da análise sobre seus aspectos (riscos) específicos.
Neste sentido, o uso de padrões de avaliação mais elaborados passará a refletir mais
fielmente os riscos do empreendimento, permitindo incorporar maior grau de informação e
certeza à tomada de decisão. Nesta proposta, a utilização dos métodos de Monte Carlo
qualifica-se como de particular propriedade no tratamento de incertezas de projetos, gerando
indicativos de maior qualidade para o analista e de onde devem ser maximizados os recursos
de gerenciamento de riscos nas etapas de desenvolvimento e implantação do projeto.
2. ANÁLISE DE RISCO DE PROJETOS
Análises de investimentos, por envolverem necessariamente um trade-off entre risco e
retorno, baseiam-se preponderantemente em critérios quantitativos, traduzidos por indicadores que buscam refletir a viabilidade econômica de cada alternativa avaliada, associada a
suas expectativas de realização. Portanto, o grau de informações e o nível de confiança
fornecido por cada método de avaliação constitui um diferencial na segurança da tomada
de decisão pelo investimento.
2.1. Análise Tradicional
A estipulação do Valor Presente Líquido (VPL) esperado a partir da montagem do fluxo de
caixa descontado constitui-se no processo mais usual de avaliação de projetos de investimentos,
estando a confiança dos indicativos gerados vinculada, primordialmente, à qualidade de
representação e tratamento de suas variáveis de incerteza. Nesse aspecto, entretanto, residem
as limitações da análise de risco dita tradicional, baseada na construção de cenários determinísticos,
face a sua incapacidade de traduzir adequadamente um risco global para o projeto.
Denominado análise de sensibilidade, esse processo caracteriza-se pela representação das
incertezas de um grupo restrito de variáveis a partir de valores discretos, usualmente relacionados a suas expectativas máximas, esperadas e mínimas. Dada a dificuldade de se
estabelecer as múltiplas possíveis combinações entre estas variáveis e, principalmente, de se
promover um julgamento sobre a viabilidade de ocorrência das mesmas, um único input é
variado a cada seqüência de simulação do método, mantendo-se inalterados os demais, em
geral, em seus respectivos valores esperados. Como resultado, são obtidos diferentes cenários econômicos para o projeto, cada qual relacionado ao comportamento de um fator de
risco isoladamente, representado discretamente em sua faixa de incerteza.
Um maior detalhamento da variação conjunta dos diferentes inputs pode ser obtido
através de uma análise paramétrica, na qual conjuga-se a variação de uma variável x1 a uma
seqüência de diferentes valores de outra variável x2 . Entretanto, a restrição prática desse
processo a um limitado número de incertezas mantém as limitações do método, inviabilizando
a simulação de interdependência entre as variáveis e mascarando seus efeitos sinérgicos. Como
regra geral, portanto, sua utilização em análises de maiores complexidades apóia-se mais
na função de filtragem das incertezas que devem merecer maior foco do analista do que na
tradução de indicativos confiáveis quanto a magnitude dos riscos globais do projeto.
1919
2.2. Análise Dinâmica - Método de Monte Carlo
A análise de projetos com grande número (e relevância) de variáveis requer, em geral,
um maior apuro na representação e tratamento de suas incertezas, no sentido de quantificar
mais adequadamente os riscos aos quais estão sujeitos. Nessas situações, as análises de sensibilidade
tradicionais devem ser substituídas por técnicas de simulação dinâmica2, usualmente baseadas nos
métodos de Monte Carlo, que permitem subsidiar o analista de informações quantitativas mais
representativas e sólidas, apoiadas em critérios probabilísticos e estatísticos.
Utilizando-se de distribuições de probabilidades padrão para representação do comportamento das variáveis, cada combinação de diferentes incertezas configura um cenário
específico no processo de simulação, gerando, por sua vez, uma saída correspondente. O
processo é, então, repetido sucessivas vezes, constituindo ao seu final uma amostra de
possíveis resultados, construída a partir da interação aleatória das distribuições de probabilidades das variáveis de entrada e também apresentada sob esta forma.
A possibilidade da configuração simultânea de todas as variáveis de incerteza do projeto
e de explicitar suas correlações, particularmente importantes nos processos de análise de
investimentos, constitui uma característica relevante das técnicas de Monte Carlo, permitindo refletir a interação entre seus diferentes parâmetros não de forma localizada, mas
sobre todo espectro de variabilidade das incertezas.
Em geral, a representação de correlações resulta numa combinação mais intensa dos
valores extremos das variáveis do que quando tratadas com independência entre si, resultando
em perfis de distribuição com maiores dispersões (variâncias) em relação aos valores centrais,
revelando um maior grau de risco aos outputs da simulação. Por outro lado, a associação dos
valores extremos da distribuição de saída a baixas freqüências de ocorrência, raramente coincidentes aos valores máximos e mínimos da análise de sensibilidade tradicional, reforça a
propriedade do método dinâmico em contra-partida às análises estáticas, as quais desprezam
o fato das diferentes variáveis não serem necessariamente todas correlacionadas entre si e,
portanto, a possibilidade de ocorrências extremas simultâneas ser muito improvável. Esta
característica indica a pouca utilidade destes valores no processo de decisão, sendo passível
de indução a equívocos, dada a baixa probabilidade de virem a ocorrer na prática3.
Um aspecto de usual interesse na utilização dos métodos de Monte Carlo é a possibilidade de se correlacionar cada variável com os resultados da simulação para identificação
do grau de associação das diferentes incertezas ao risco global do projeto. Atente-se, entretanto, que embora o índice destine-se a representar o efeito de cada variável, o aspecto de
amostragem aleatória simultaneamente aplicada aos demais parâmetros determina a influ-
RUBINSTEIN (1981) refere-se ao termo simulação dinâmica como aplicável a uma diversidade de modelagens e/
ou técnicas matemáticas que explicitamente consideram a interação da variável tempo em seus processos de resolução.
Neste trabalho, o termo estará associado a métodos de simulação em que a representação de variáveis de incertezas se
dê de forma randômica e probabilística ao invés de comportamentos determinísticos e estáticos, sendo de particular
enfoque as técnicas de Monte Carlo.
2
Tal consideração aplica-se particularmente à avaliação de riscos em projetos, a menos de considerações relacionadas a
situações catastróficas. Porém, o emprego de rotinas associadas à ocorrência de valores extremos é uma política geral na
gestão de riscos de ativos financeiros, no sentido de monitorar e controlar a exposição das instituições a eventos raros,
determinantes de grandes perdas. O Value-at-Risk (VaR) é exemplo de metodologia de larga utilização para esse fim.
3
1920
ência também das demais incertezas no seu cálculo. Assim, os índices de correlação obtidos constituir-se-ão numa medida global da associação de cada variável em relação aos
outputs da simulação, na qual seus efeitos individuais serão ponderados com a contribuição
conjunta de todos os demais parâmetros.
2.2.1. Distribuição de VPL como Indicativo de Risco de Projetos
A despeito da grande recorrência às técnicas de Monte Carlo na avaliação de riscos
de projetos, alguns autores argumentam quanto à sua impropriedade, no sentido de
que a tomada de decisão pelo investimento deve necessariamente envolver um único
indicativo de rentabilidade (o VPL único) e não um conjunto de possíveis valores,
ainda que estes se apoiem em um maior grau de informação, traduzido na sua associação a probabilidades de ocorrência.
Partidários dessa abordagem, BREALEY e MYERS (2000) argumentam que ao se
utilizar processos dinâmicos para obtenção de distribuições de VPL, estes devem se dar à
taxa livre de risco e não ao custo de oportunidade de capital, uma vez que se esse valor é
conhecido, o risco do projeto também é, não havendo necessidade de simulações para sua
quantificação. Ainda nessa linha, FERREIRA et al (1993) sustentam que a utilização do custo
de oportunidade para a obtenção da distribuição do VPL incorre no conflito de duplicar
as considerações de risco (na própria taxa de desconto aplicada e na dispersão do output da
simulação) e que mesmo a utilização da taxa livre de risco é inadequada, por induzir a uma
valoração indevida do projeto que, se adequadamente descontado, poderia dar prejuízo.
Alguns pontos em contraposição a essa linha de argumentação merecem ser destacados.
Primeiramente, quanto à taxa de retorno aplicada à análise de VPL já traduzir uma
quantificação do risco do projeto, há de se considerar que corporações, em geral, não
lidam com taxas de riscos individuais, relacionadas a cada projeto isoladamente, em vista
das dificuldades de ordem prática em que tal procedimento incorre. Por sua vez, os modelos de precificação de ativos, particularmente o de uso mais geral, o CAPM, retratam
apenas os riscos sistêmicos associados às empresas (e, quando possível, à suas diferentes
atividades), não incorporando, aqueles relacionados às especificidades e incertezas de cada
projeto. Nesse sentido, sob a ótica da pretensa duplicidade das considerações de risco, mesmo uma simples análise de sensibilidade tradicional, realizada de maneira determinística,
poderia ser definida como um conceito errôneo, uma vez que também parte da aplicação
de um custo de capital pré-estabelecido, caso essa não seja uma variável de incerteza do
processo de simulação. Quanto à consideração de que a distribuição probabilística de
VPL não constitui uma ferramenta de análise conclusiva, enquanto o VPL determinístico a
seria, mostra-se, a nosso ver, como um conceito redundante e, este sim, errôneo, visto a
proposta da análise econômica, independente da metodologia utilizada, ser primordialmente de caráter indicativo, nunca definitivo.
Assim, entende-se que a aplicação das técnicas de Monte Carlo sobre o fluxo de
caixa de um projeto constitui-se numa extensão da análise de sensibilidade sobre as incertezas específicas de cada empreendimento, que visa identificar, sob um enfoque
probabilístico, as expectativas de realização dos retornos expressos pelo CAPM /
CMPC ( ou outro índice qualquer).
1921
3. ESTUDO DE CASO - PROJETO DE CO-GERAÇÂO DA REPLAN
Os elementos abordados no capítulo anterior serão aplicados a um estudo de caso real,
com o objetivo de promover uma confrontação entre os resultados obtidos nas simulações tradicional e dinâmica, permitindo uma discussão acerca dos indicativos oferecidos
por cada método.
O projeto constitui-se num sistema de recuperação energética associado à unidade
de Craqueamento Catalítico Fluido (UFCC) da Refinaria do Planalto - REPLAN, localizada em
Paulínia - SP, que contempla um conjunto turbo-expansor-gerador e uma caldeira
recuperadora para geração de 16 MW de energia elétrica e 100 ton/h de vapor de alta
pressão. Esse sistema será integrado à atual Central Termelétrica (CTE) da refinaria, destinando parte desta energia para consumo interno, gerando ainda a disponibilidade de
comercialização de excedentes da ordem de 8 MWe.
Para a proposta desse estudo de caso, limitamo-nos a considerar as incertezas relacionadas às variáveis técnicas do projeto (riscos específicos) tais como o custo do investimento,
tarifa de compra de energia elétrica, preço de venda de energia elétrica, preço de energia de
back-up, fator operacional do conjunto, custo de O&M, abstraindo-nos dos aspectos financeiros como custos de capital, inflação, níveis ótimos de alavancagem, etc.
3.1. Análise Tradicional
O gráfico 3.1 apresenta as perspectivas de VPL do projeto com base nas projeções
pessimista - esperado - otimista das diferentes incertezas, considerando a contribuição
individual de cada variável em toda sua faixa de variação estimada, as demais sendo
mantidas em seus valores esperados. Os perfis obtidos indicaram o investimento e o
preço de compra de energia como as variáveis de maior potencial impacto sobre a
rentabilidade do projeto.
Verifica-se no gráfico 3.2 que, considerando premissas otimistas para os demais
parâmetros, a variação do investimento induziu sempre à região de aceitação do projeto
(VPL > 0), embora implicasse em diferentes níveis de rentabilidade. Por outro lado, a faixa
pessimista, a menos de variações negativas extremas do custo do investimento,
induziu à sua rejeição para todo intervalo de incertezas. Assim, ainda que focando a avaliação de sensibilidade sobre um único parâmetro, as possibilidades econômicas do projeto
se mostraram bastante amplas, representadas por toda região de VPL situada entre as
faixas pessimista e otimista (- 4500 a 9500 US$ mil) . Essas mesmas considerações foram
feitas quando da simulação para o outro parâmetro de relevância, o preço de compra de
energia elétrica, apresentada no gráfico 3.3.
1922
Gráfico 3.1
Gráfico 3.2
6HQVLELOLGDGHGR93/DRV3DUkPHWURV
&UtWLFRV
6HQVLELOLGDGHGR93/DR&XVWRGH
,QYHVWLPHQWR
10000
6
8
OL 5000
P
0
/
39
12000
minimo
-5000
esperado
10000
6 8000
6000
8
OL 4000
P
20000
/3
9 -2000
-4000
maximo
YDORUHVGRVSDUkPHWURV
-20% -10% -5% base
5%
10% 20%
-6000
Investimento
Preço de compra de EE
Fator operacional
Preço de venda de EE
YDULDomR
faixa otimista
faixa pessimista
Levando-se em conta a baixa probabilidade de valores limites dos diferentes parâmetros
serem observados simultaneamente, foi ainda efetuada uma análise paramétrica com base
na variação conjunta dos dois fatores de maior potencial impacto sobre o projeto, mantendo os demais em seus valores esperados, conforme gráfico 3.4.
Gráfico 3.2
Gráfico 3.3
$QiOLVH3DUDPpWULFD
93/;,QYHVWLPHQWR;3UHoR&RPSUD((
6HQVLELOLGDGHGR93/DR3UHoRGH&RPSUDGH((
10000
10000
6 7500
8
OL 5000
2500
P
0
/3 -2500
9 -5000
7500
LO 5000
P
6 2500
8
/ 0
3
9 -2500
35
40
45
50
-20%
-5000
-10%
base
10%
20%
YDULDomRGRLQYHVWLPHQWR
-7500
7DULIDGH((860:K
faixa otimista
3UHoR0:K
faixa pessimista
30US$
35US$
45US$
50US$
40US$
Como indicativos desta análise conjunta, observa-se que :
Ø caso as tarifas de compra de energia elétrica situem-se num patamar superior a 45
US$/MWh, a atratividade do projeto independe do nível de variação do custo de
investimento (em seu intervalo de incerteza);
Ø apenas a partir da faixa de 35 US$/MWh, a viabilidade do projeto mostra-se adequada
para o valor esperado (base) do investimento implicando, porém, em VPL negativos
para qualquer pequena variação positiva no investimento;
Ø o valor esperado para a tarifa de energia elétrica (40 US$/MWh) implica numa faixa de
aprovação do projeto até cerca de 110 % do valor do investimento esperado, a partir
do qual projeta-se um VPL negativo;
Ø em relação ao patamar de tarifação atualmente praticado (30US$/MWh), a viabilidade
econômica do projeto somente se manifesta a partir de uma redução de, pelo menos,
10 % no investimento em relação ao seu valor esperado.
Com base nesses indicativos, verifica-se que a análise econômica do projeto sob o modelo tradicional, embora centrado na avaliação de seus fatores críticos, demonstra-se
frágil no tocante ao auxilio à tomada de decisão, visto que :
1923
Ø embora remeta à faixa de aceitação do projeto, não existe qualquer grau de confiança
associado ao cenário econômico esperado, uma vez que, probabilisticamente, sua ocorrência não se distingue de qualquer outro possível resultado (dentre os limites de variação admitidos para os parâmetros de incerteza);
Ø o nível de informação agregado pelas simulações de sensibilidade é restrito, por não
considerar o efeito conjunto de todos os parâmetros de incerteza, mas apenas aqueles
que individualmente determinam maior variabilidade econômica ao projeto;
Ø a limitação anterior impede que os impactos de desvios de previsão sobre variáveis de
menor peso, ainda que com menores consequências, possam ser devidamente consideradas no processo de decisão, relegando suas incertezas a um plano secundário.
A aceitação ou rejeição do projeto, portanto, reveste-se de uma componente predominantemente subjetiva, imputável não apenas à propensão ao risco do investidor, visto a impossibilidade
de quantificá-lo adequadamente. Em decorrência, a tomada de decisão irá se basear, prioritariamente,
na percepção do investidor quanto à sua capacidade de gestão sobre os parâmetros sob
seu controle, nesse caso, limitada ao custo de investimento (ainda que de forma restrita).
3.2. Análise Dinâmica
A análise dinâmica com base no método de Monte Carlo constituiu-se na segunda fase da
análise econômica do projeto turbo-expansor, passando a incorporar elementos probabilísticos
na representação dos parâmetros de incerteza e na determinação dos resultados das simulações de VPL, como indicado na tabela 3.1 a seguir. Para efeitos comparativos, os modelos de
distribuição propostos buscaram estabelecer condições de contorno semelhantes às das simulações anteriores. Assim, no caso dos preços de energia e investimento, considerou-se
maior expectativa sobre um valor central (esperado) e limites extremos de variação e, para os
demais parâmetros, probabilidades iguais ao longo de todo intervalo de simulação.
Tabela 3.1. Representação das Variáveis de Incerteza
9DUL iYHO
9DO RU
HV SHUDGR
Preço de compra EE
(US$ /MWh)
Preço de venda EE
(US$ /MWh)
/L PLWHV GH YDUL DomR
PtQL PR Pi[L PR
'LV WULEXLo mR GH
SU REDELOL GDGH
40
35
50
Triangular
35
30
40
Triangular
Preço EDFN XS
(US$ /MWh)
45
40
50
Triangular
Investimento
(mil US$)
17000
13600
20400
Triangular
Fator
operacional (%)
95
93
97
Unifo rme
Custo O&M
(% Investimento)
3
2
4
Unifo rme
1924
Os gráficos 3.5, a seguir, indicam alguns dos resultados da primeira etapa da simulação, em que cada parâmetro foi isoladamente avaliado. Como na análise determinística
anterior, o custo do investimento mostrou-se como parâmetro de maior potencial
impacto sobre os resultados do projeto e o único que, se mantidas as condições
esperadas das demais variáveis, poderia implicar em VPL negativos. Observa-se
que o nível de risco associado a esse parâmetro situa-se na faixa de 15%, ou seja, essa
é a probabilidade de que o projeto se mostre inviável em razão de variações em relação ao seu custo mais provável. Evidencia-se que também recai sobre o custo de
investimento a única expectativa de o projeto apresentar um maior padrão de rentabilidade, visto ser a única variável com potencial de elevação do VPL acima do
patamar de US$ 3000 mil, embora a probabilidade de que tal padrão ocorra seja
ligeiramente inferior a 10%.Quanto aos demais parâmetros, se considerados individualmente, não indicaram riscos à aceitação do projeto, embora implicassem numa larga
variação de sua faixa de lucratividade. Assim, numa decisão baseada unicamente no
critério de VPL positivos, poder-se-ia indicá-los como fatores pouco relevantes à aprovação do projeto, porém, de razoável influência em sua rentabilidade, com maior relevância para a tarifa de compra de energia.
A próxima etapa de análise passou a incorporar todos os parâmetros técnicos de
risco do projeto simultaneamente, modelados segundo a tabela 3.1. Verifica-se no
histograma (gráfico 3.6) obtido que a distribuição de VPL resultante estabelece um
perfil probabilístico fortemente aproximado ao de uma distribuição triangular (inputs),
centrado em uma faixa de VPL de US$ 1600-2400 mil e valores extremos (US$ -1200
/ 5200 mil) simetricamente estabelecidos em torno deste intervalo.
Recorrendo à distribuição cumulativa do gráfico 3.6, verifica-se que a ocorrência de
VPL iguais ou inferiores ao valor esperado do cenário base (US$ 1200 mil) está associada a um intervalo de confiança de 25%, indicando uma razoável expectativa (p75)
de obtenção de resultados mais lucrativos para o projeto. Por outro lado, associando o
conceito de valor esperado à mediana (p50) da distribuição obtida, identifica-se a perspectiva de uma rentabilidade esperada bem mais significativa, em torno de US$ 2000
mil, adicionando um nível de robustez ao projeto não captada pela análise anterior.Já
os limites máximo e mínimo dos VPL obtidos são, em valores absolutos, bastante
inferiores aos das faixas otimista/pessimista da análise tradicional, confirmando a hipótese de baixa probabilidade de ocorrência simultânea das diferentes variáveis do
projeto em seus valores extremos. Se para efeitos de decisão fosse estabelecido, por
exemplo, um limite mínimo de 30% para o índice benefício-custo (US$ 5100 mil),
verificar-se-ia que a chance de ocorrência dessa hipótese é praticamente nula, dando ao
analista um forte indicativo de não aprovação do projeto, a despeito do elevado nível
de confiança associado à obtenção de VPL positivos.
1925
Gráficos 3.5
H
G
DG
OLL
E
D
E
UR
S
'LVWULEXLomR9 3/9DULDomRGR
'LVWULEXLomRGH93/9DULDomR3UHoR
,QYH V WLP H QWR
GH9HQGDGH((
1
0,8
0,6
0,4
0,2
0
DY
WLD
O
X
P
X
F
H
GD
GOL
LE
DE
RU
S
1
DY 0,75
WLD
OX 0,5
P
XF 0,25
70
0
80
0
90
0
10
00
11
00
12
00
13
00
14
00
15
00
16
00
34
00
25
00
16
00
70
0
-2
00
0
-1
10
0
-2
00
0
93/86P LO
'LVWULEXLomRGH93/9DULDomR&XVWR
%DFNXS
20
1
H
G
DG
LLO
E
DE
R
US
DY 0,8
LW
DO 0,6
X 0,4
P
XF
0,2
0
1680
1560
1440
1320
1200
960
93/86PLO
'LVWULEXLomRGH93/
YDULDomRGRIDWRURSHUDFLRQDO
'LVWULEXLomR93/9DULDomR3UHoRGH
&RPSUD((
1
H
GD
GOL
LE
DE
RU
S
D 0,8
LYW 0,6
DO
X
0,4
P
X
F
0,2
1
DY 0,8
LW
DO 0,6
X 0,4
P
XF
0,2
93/PLO86
1926
00
27
00
24
00
21
00
00
18
15
00
12
1500
90
0
1200
93/86PLO
60
0
900
30
0
0
0
0
600
1080
840
600
74
14
68
62
14
56
14
14
50
44
14
38
14
32
14
26
14
20
0
14
14
1
DY 0,8
LW
ODX 0,6
0,4
P
XF
0,2
93/86PLO
H
GD
GLO
LE
DE
RU
S
93/86PLO
'LVWLEXLomRGH93/9DULDomR3UHoR((
720
H
GD
GOL
LE
DE
RU
S
Gráficos 3.6
'LVWULEXLomRGH93/9DULDomRGH7RGRVRV
'LVWULEXLomRGH93/9DULDomRGH7R GRV
3DUkPHWURV
RV3DUkPHWUR V
H
GD
GLO
LE
DE
RU
S
0,14
0,12
HG 0,1
GDLO 0,08
LE
DE 0,06
URS 0,04
-1
00
0
20
0
-4
00
40
0
12
00
20
00
28
00
36
00
44
00
52
00
1
0,9
0,8
0,7
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
0
-2
-1
-2
00
0
20
0
-4
00
40
0
12
00
20
00
28
00
36
00
44
00
52
00
0,02
0
D
LYW
DO
X
P
XF
93/86PLO
93/86PLO
Uma ultima abordagem da simulação foi a representação de correlações perfeitamente
positivas (r =1) entre as variáveis da classe preços de energia elétrica (compra, venda e backup), no sentido de reproduzirem tendências similares em seus movimentos. Observe-se,
nos gráficos 3.7, não terem sido verificadas grandes modificações nos valores extremos
(máximo / mínimo) da distribuição ainda que tenha havido o deslocamento das medidas
centrais de média (p50) e moda, para em torno de US$ 2400 mil, cerca de 20% acima
dos anteriores. A probabilidade de ocorrência de VPL negativos também manteve-se baixa, na faixa de 7%, assim como de valores extremos (ocorrências críticas), indicando por
efeitos relativamente tímidos advindos da hipótese de forte correlação entre as variáveis da
classe de preços de energia.
Gráficos 3.7
'LVWULEXLomR&XPXODWLYD93/
&RUUHODomRHQWUH9DULiYHLVGD&ODVVH
3UHoRV((
'LVWULEXLomR93/&RUUHODomRHQWUH
9DULiYHLVGD&ODVVH3UHoRV((
0,14
93/PLO86
5100
4200
3300
2400
1500
600
-300
1
0,8
0,6
0,4
0,2
0
-1200
0
-1 0
20
0
-3
00
60
0
15
00
24
00
33
00
42
00
51
00
-2
1
-3
0
00
0
DY
WLD
OX
P
X
F
-2100
H
G
DG
OLL
E
DE
R
US
-3000
HG 0,12
DG 0,1
OLL 0,08
E
DE 0,06
R
US 0,04
0,02
93/PLO86
O correlograma do gráfico 3.8, a seguir, apresenta os índices de correlação obtidos
entre as distribuições de cada variável e do VPL, denotando-se, uma vez mais, a forte
predominância dos parâmetros investimento e tarifa de energia elétrica que, embora em
sentidos contrários, guardaram igual intensidade de associação com as variações de
VPL. Já o preço de venda de energia mostrou-se como fator de menor impacto, ainda
que a potencia disponibilizada para comercialização (8 MWe) fosse igual à parcela de
geração prevista para consumo interno. As considerações de menores limites (máximo e
mínimo) de preços e a menor faixa de variação para essa variável explicam esse comportamento, enquanto os índices relacionados aos demais parâmetros indicam sua
fraca associação com as variações de VPL.
1927
Sob esse aspecto, ressalta-se, primeiramente, que todos esses índices mantêm uma ordem de relação com os resultados de VPL semelhante às obtidas na análise tradicional.
Porém, embora as correlações sejam calculadas para cada parâmetro, os valores de VPL
obtidos recebem contribuições de todas as demais incertezas configuradas, diluindo o efeito
individual de todas as variáveis no perfil do VPL.Em conseqüência, os índices de correlação obtidos mostram-se inferiores aos da análise convencional, determinando que razoáveis variações nesses fatores de incerteza sejam necessárias para produzir sensíveis mudanças no perfil de resultados do VPL (valor esperado, intervalos de confiança, médias, medianas, etc). Por essa razão, decisões baseadas em análises tradicionais podem determinar o
sobre-dimensionamento de medidas de mitigação sobre determinado parâmetro, trazendo a falsa impressão de eficácia na gestão de risco do projeto.
Gráfico 3.8
&RUUHODo}HVGR93/
investimento
tarifa de compra de
EE
preço de venda de EE
fator operacional
O&M
custo de back up
-8,00E-01 -6,00E-01 -4,00E-01 -2,00E-01 0,00E+00 2,00E-01 4,00E-01 6,00E-01 8,00E-01 1,00E+00
FRHILFLHQWHGHFRUUHODFmR
3.3. Análise Comparativa
A tabela 3.2, a seguir, apresenta os indicativos disponibilizados por cada método de simulação:
Tabela 3.2 - Análise Comparativa dos Indicativos
,QGLFDGRU
$QiOLVHWUDGLFLRQDO
$QiOLVHGLQkPLFD
VPL esperado
1240 mil
2000 mil
VPL máximo
7500 mil
5200 mil
VPL mínimo
-4000 mil
-1200 mil
VPL (p50)
nd *
2000 mil
Intervalo de confiança VPL > 0
nd*
95 %
Variáveis de incerteza
Investimento e tarifa de EE
Todas
nd - não disponível
*
1928
Denota-se, assim, que:
Ø o estabelecimento de um valor esperado para o VPL a partir da análise tradicional não
é garantia de um indicativo de confiança, em função da extensa faixa de possibilidades
entre seus valores máximo e mínimo;
Ø essa percepção é reforçada pela ausência de qualquer associação quantitativa (probabilidade) à obtenção desse resultado, sendo fruto, unicamente, de uma condição específica
(determinística) idealizada pelo analista;
Ø a não consideração das variáveis de menor impacto no processo de sensibilidade tradicional, mesmo ao restringir o foco de análise, não impediu o alargamento do intervalo
de possibilidades do projeto, uma vez ter desprezado o efeito interativo das diferentes
incertezas sobre os resultados do VPL;
Ø o indicativo de atratividade do projeto mostra-se muito mais claro a partir dos resultados
da simulação dinâmica, traduzido em uma menor faixa de possíveis (incerteza) VPL, um
valor esperado mais robusto e com uma probabilidade de ocorrência (p50) associada, um
elevado nível de confiança (p95) na obtenção do retorno mínimo exigido (VPL > 0), além
do conforto da consideração de todas as incertezas técnicas idealizadas pelo analista.
4. CONCLUSÃO
Uma vez que a aceitação de projetos de investimentos envolve questões e estratégias
mais abrangentes do que unicamente VPL positivos, os indicativos dessa análise comparativa entre os métodos de sensibilidade tradicional e o dinâmico com base nas técnicas de Monte Carlo demonstram claramente a contribuição deste processo na análise
de risco de projetos de investimentos, oferecendo maior robustez aos valores obtidos,
a associação de maior relevância aos resultados da avaliação e, por conseguinte,
maior confiança à tomada de decisão.
Há de se ressaltar, entretanto, que nenhum desses métodos de análise, mesmo o dinâmico, tendem a substituir a atividade gerencial sobre as incertezas do projeto, ou seja, a
otimização de seus resultados por meio de interferências ou ações que busquem minimizar
seus riscos de insucesso.
5. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
BREALEY, R. A., MYERS, S. C., 2000, Principles in Corporate Finance. 6 ed. New York, USA, McGraw Hill.
DU, X., CHEN, W., 2000, “A Methodology for Managing the Effect of Uncertainty in Simulation-Based Design”,
American Institute of Aeronautics and Aerospace Journal, v.38, n.8
FISHMAN, G. S. , 1996, Monte Carlo Concepts, Algorithms and Application. New York, Springer-New York, Inc.
MORGAN, M.G., HENRION, M., 1990, Uncertainty: A Guide to Dealing with Uncertainty in Quantitative Risk and Policy
Analysis. New York-USA, Cambridge University Press
KRANTZ, L. , THOMASON, A., 1999, Strategic Investment Decisions. London-UK, Financial Times - Prentice Hall.
OLIVEIRA, C. A. P. , DIAS, M. A. G. , BASTOS, J. L. C., 1993, “ Considerações sobre Risco na Avaliação Econômica de
Projetos” In: Seminário de Planejamento e Finanças do DEPRO, pp.114-1171, Salvador.
RIBEIRO, H. M. Jr; 2002, Analise Econômica de Projetos : Foco na Avaliação de Risco com Aplicação a um Projeto de Co-geração;
Dissertação de Msc., COPPE/UFRJ/ Programa de Planejamento Energético, Rio de Janeiro, Brasil.
RUBINSTEIN, R.Y., 1981, Simulation and The Monte Carlo Method. New York-USA, John Wiley & Sons.
1929
TENDÊNCIAS DA GERAÇÃO
DISTRIBUÍDA NO BRASIL
Maurício Cardoso Arouca1
Marcello Matz2
1 - RESUMO
O objetivo deste artigo é apresentar o desenvolvimento da geração distribuída3 no
Brasil segue a tendência internacional e averiguar possíveis instrumentos de estímulo a
esta forma de geração.
2 - INTRODUÇÃO
A instalação do primeiro sistema elétrico de geração de potência ocorreu em 1880,
quando Thomas Alva Edison projetou e construiu a estação de Pearl Street Power na cidade
de Nova Iorque. O sistema era muito pequeno, fornecendo energia elétrica para aproximadamente 400 lâmpadas incandescentes de 83 W cada uma. A idéia teve logo enorme aceitação, sendo instalados sistemas similares nas maiores cidades do continente. No entanto,
essas pequenas centrais de geração possuíam uma característica em comum: sua disposição
era próxima das cargas. Isto é, em essência, o que hoje em dia chama-se de geração distribuída ou descentralizada de energia elétrica (ACKERMANN, 1999).
Com o desenvolvimento dos transformadores, a corrente alternada passou a ser a tecnologia
dominante e possibilitou a conexão de centrais de potência, com cargas situadas longe delas.
Já em 1920, cada centro da Europa Ocidental possuía seu próprio sistema de potência e,
depois com a introdução das linhas de transmissão de alta tensão, possibilitou-se o trânsito de
energia através de distâncias ainda maiores. A interconexão das diferentes centrais de geração
tornou-se uma realidade. Este foi o formato organizacional que o sistema elétrico vem adotando em quase toda sua trajetória: grandes centrais de geração e uma extensa rede de linhas
transmissão e distribuição, o que se conhece como geração centralizada de energia.
D.Cs., Professor do Programa de Planejamento Energético, COPPE/UFRJ, e-mail: [email protected]. Tel: 21-2562-8762.
1
2
M.Cs, doutorando do Programa de Planejamento Energético COPPE/UFRJ, e-mail:[email protected],
tel: 21-2535-5017.
3
Define-se Geração distribuída como a produção de energia próxima do consumidor final.
1930
Toda vez que o crescimento da demanda exceder os limites de capacidade do sistema, a solução tradicional é a construção de novas unidades de geração, em geral de
grande porte, e o aumento da capacidade de transporte e distribuição desta maior
quantidade de energia comercializada.
As razões para tal formato de organização são identificadas (WALTER et al., 2000):
- Na contínua busca de economias de escala e conseqüente redução dos custos unitários de capital;
- Na conveniente minimização dos impactos e dos riscos ambientais nos centros mais
densamente povoados;
- No poder que tinham os empreendedores de grandes obras, fossem eles empresas ou
governos, dando suporte às soluções então propostas; e
- Na alta confiabilidade dos sistemas de transporte de eletricidade em alta tensão.
Esta concepção de se planejar a expansão da oferta e eletricidade do setor elétrico vem
sendo questionada, a partir da década de 80. Com a introdução de novas tecnologias que
reduzem, de maneira significativa, o custo da energia elétrica produzida, tem-se passado
por unidades de pequeno ou médio porte, localizadas cada vez mais próximas dos centros
de carga, dando origem, portanto, à valorização da geração distribuída - GD.
3 - Definição de Geração Distribuída
Não existe ainda um consenso quanto à definição de GD, embora características inerentes a este tipo de geração possam ser identificadas como essências ao que a GD
representa (TURKSON & WOHLGEMUTH, 2001). Vale destacar alguns conceitos
encontrados na literatura:
A GD consiste na produção de energia (elétrica e/ou térmica), de forma descentralizada, no próprio local do uso da mesma, ou o mais próximo (SKZLO et al., 2000);
A geração distribuída nada mais é que a geração descentralizada de energia elétrica através: de fontes alternativas como a energia eólica, pequenas centrais hidrelétricas, da combustão de diversos materiais, tais como derivados de petróleo, gás natural, resíduos da
cana-de-açúcar e agroindústria. Esta geração pode ser convertida em energia elétrica ou
utilidades4 por meio de equipamentos como a máquina a vapor, os motores de combustão, cogeração, grupos geradores ou turbinas a gás (TOMASQUIM, et Al, 2002).
“GD é uma planta de 20 MW ou menos, situada no centro de carga ou próxima a ele,
ou situada ao lado do consumidor, e que produz eletricidade no nível de voltagem do
sistema de distribuição. São quatro as tecnologias apropriadas para a GD: turbinas de
combustão, motores recíprocos, células a combustível e módulos fotovoltaicos”
(TURKSON & WOHLGEMUTH, 2001);
“GD indica um sistema isolado ou um sistema integrado de geração de eletricidade em
plantas modulares pequenas – na faixa de poucos kW ate 100 MW, seja de concessionárias,
consumidores ou terceiros” (PRESTON & RASTLER apud ACKERMANN et al., 1999);
4
Pode-se denominar utilidades como: trabalho mecânico, ar comprimido, vapor etc.
1931
“GD é definida como o uso integrado ou isolado de recursos modulares de pequeno
por concessionárias, consumidores e terceiros em aplicações que beneficiam o sistema elétrico e/ou consumidores específicos. O termo tem sinonímia com outras expressões normalmente usadas como: auto-geração,geração in situ, cogeração e geração exclusiva” (EPRI,
1997 apud TURKSON & WOHLGEMUTH, 2001);
“Geração Distribuída é o termo que se usa para a geração elétrica junto ou próxima
do(s) consumidor(es), com potências normalmente iguais ou inferiores a 30 MW. A GD
inclui: cogeradores, geradores de emergência, geradores para operação no horário de ponta, módulos fotovoltaicos e pequenas centrais hidrelétricas (PCH´s)” (Instituto Nacional de
Eficiência Energética – INEE, 2001);
“GD são tecnologias de geração de pequeno porte, tipicamente inferior a 30 MW, estrategicamente localizadas próximas dos consumidores ou centros de carga, proporcionando
benefícios aos consumidores e suporte para a operação econômica das redes de distribuição existentes” (GAS RESERCH INSTITUTE, 1999).
Essas diferentes definições mostram uma falta de consenso no que diz respeito ao tipo
e tamanho da tecnologia elegível para GD, bem como no nível de tensão para a eventual
interconexão da unidade de geração com a rede elétrica. No entanto, existem aspectos
comuns ao conceito de GD:
- A percepção da GD como um recurso flexível de energia em comparação aos sistemas convencionais de geração e transmissão centralizados de grandes blocos de energia;
- O modo de operação sugere que a GD é vista como um recurso de geração de energia
que não é associado às complexidades das operações do sistema de geração convencional,
tais como planejamento de despacho, pool princing, e o despacho propriamente dito;
- A disposição da unidade de geração é tipicamente ao nível de baixa tensão do
sistema de distribuição local, para caracterizar a maior diversificação de número de agentes participantes, incluindo-se assim, os consumidores industriais e comerciais que podem investir em equipamentos para sua auto-suficiência energética e mesmo para vender
energia elétrica para a rede.
4 - Mercado Internacional da Geração Distribuída
Segundo A World Alliance for Decentralized Energy - WADE, a participação de Geração Distribuída (GD) no mercado internacional de geração de eletricidade é estimada em
7%. Esta parcela é, ainda, pouco significativa frente às outras formas de geração de eletricidade, mas vale registrar que vem crescendo ao longo dos últimos anos.
A transição do modelo de geração centralizada para um sistema híbrido (hybrid central
DE) ainda não parece ter se consolidado. Contudo vale destacar que a capacidade instalada total de GD no mundo é de 247 GW, a maior proporção deve-se à cogeração que
representa cerca de 70%.
Segundo o WADE, os mais importantes mercados de GD são o da Europa e da
América do Norte devido aos incentivos implementados. Nos Estados Unidos, o mercado de cogeração cresceu significativamente até 2002, porém poderia ser ainda maior se
eliminadas as barreiras regulatórias e contornado o aumento do preço internacional do gás.
1932
O mercado europeu de GD estava em queda até 2003. Em função dos compromissos
ambientais assumidos na Rio +10, em Johanesbourg, e nos fóruns de Mudança Climática,
a Comunidade Européia se comprometeu que, até 2010, 21% da demanda de eletricidade
seriam atendidas pelas fontes alternativas, 18% em projetos de cogeração.
As plantas de cogeração estão difundidas em todos os países europeus e, em praticamente, todos os setores. As plantas oscilam entre 1kW a mais de 500 MWe e utilizam todos
os tipos de combustíveis: carvão, gás, óleo combustível, bio-combustíveis e energia solar.
A cogeração reduziu as emissões de carbono em 200 milhões de toneladas, o equivalente
do consumo de energia da Áustria.
Segundo o Relatório do WADE, alguns países em desenvolvimento como a China, o
Brasil e a Índia, que estão começando a introduzir a GD, podem ser considerados mercados emergentes. No que concerne à China e à Índia as últimas reformas institucionais vem
acelerando a competição nos respectivos países, o que pode se traduzir num mercado
potencial para a GD. As novas descobertas de gás em Roncador, no Sudeste, podem
propiciar novo rumo para cogeração em São Paulo e Rio de Janeiro.
5 - Situação Brasileira
O perfil eminentemente hidrelétrico do parque de geração nacional pressupõe um
sistema de geração centralizado, com as ter melétricas 5 operando apenas na
complementação do sistema em determinados momentos pontuais ao longo do ano.
Cerca de 87% da capacidade instalada de geração ainda é de origem hidráulica - em
termos de produção efetiva essa proporção chega, em média, a 95%, uma vez que o
atual modelo de despacho do Operador Nacional de Sistema prioriza a geração a partir
do menor custo marginal (ELETROBRAS, 2003).
Gráfico 1 - Capacidade Instalada de Geração de Energia Elétrica no Brasil 2003
Hidrelétrica
87%
Térmica Conv.
8%
Geração Distribuída
1%
Carvão
2%
Nuclear
2%
(fonte: Eletrobrás)
5
Principalmente com potências instaladas superiores a 200 MW.
1933
Segundo a Eletrobrás (2000), as principais alternativas de expansão da geração de energia elétrica no caso brasileiro se dividem: ou em grandes hidrelétricas, que exigem volumosos recursos, geram irrefutáveis impactos ambientais6 e que serão localizadas na região
amazônica7, distante dos grandes centros de consumo, e, portanto com grandes perdas na
transmissão (ELETROBRAS, 2000); ou através da geração distribuída, próxima ao grande
mercado de consumo de energia na região sudeste e nordeste, onde há possibilidade de
expansão com um menor custo, reduzindo as perdas da transmissão e impactando menos
o meio ambiente8 (INEE, 2003).
A projeção de elevados déficits do sistema elétrico brasileiro confere importância ao
investimento em geração distribuída. Sistemas de geração distribuída podem representar
uma solução rápida e descentralizada para a expansão da capacidade de geração elétrica,
bem como um fator de aumento de confiabilidade do sistema elétrico brasileiro.
Segundo o INEE (2002) do total de energia consumida no Brasil, a co-geração representa cerca de 3% da geração de eletricidade no Brasil. Do total a Biomassa é responsável
por 2/3, ficando o carvão e gás com o restante.
O potencial de geração distribuída no Brasil por fonte é significativo: Cogeração de cana
de açúcar - entre 11 e 17 GW; Energia Eólica – 12GW; Biomassa – 15GW; Combustíveis
Fósseis (GN, carvão, óleo diesel e Combustível) - 64 GW (ANEEL, 2000); rejeitos urbanos 14GW – lixo e gases de esgoto.
3RWHQFLDOGH*HUDomR'LVWULEXtGDQR%UDVLO
*:
70
60
50
40
30
20
10
0
Cana-de-Açúcar
Energia Eólica
Biomassa
Rejeitos
Comb. Fósseis
Existe, entretanto, uma série de fatores que tornam desfavorável a expansão da geração
distribuída no Brasil, dentre os quais pode-se destacar:
As recentes reformas do setor elétrico que privilegiam grandes unidades geradoras de
energia elétrica, porém esquecem do real custo de transmissão da energia gerada até o
centro de carga;
Estudos apontam para perdas que variam de 10% a 15% (ELETROBRAS,2000).
6
7
Subentende-se as hidrelétricas do Rio Madeira e Belmonte no rio Xingú.
8
Pois muitas vezes aproveitam em muitos casos os rejeitos dos processos.
1934
As inovações tecnológicas nos sistemas de geração que aumentam a oferta de formas de
geração vis-à-vis as tradicionais9, mas possuem um custo ainda muito alto a médio prazo;
A cogeração a gás natural devido ao aumento do seu preço internacional e a certos
critérios de despacho atualmente adotados pelo Operador Nacional do Sistema10 (ONS).
6 - Benefícios da Geração Distribuída
As vantagens atribuídas à GD, em relação às opções convencionais de geração de grande porte são as seguintes:
Pelo lado do consumidor
Alguns investidores se interessam pela GD pelo fato do seu sistema elétrico não tolerar
variações de freqüência e/ou tensão, bem como interrupções no abastecimento. Essa eventual qualidade e confiabilidade superiores do abastecimento através de tecnologias de GD
são aspectos que podem justificar como o custo unitário de produção relativamente maior;
Do ponto de vista econômico, o investimento próprio em GD interessa o consumidor
se a eletricidade gerada tiver um custo menor do que o abastecimento via concessionária de
eletricidade, ou via comercializador.
Do lado do setor elétrico
Para uma concessionária de energia elétrica, a GD pode ser economicamente atraente
em função das reduções de custos que ela possibilidade. A GD reduz perdas nas linhas de
transmissão e distribuição, proporciona maior estabilidade à tensão elétrica, reduz perdas
reativas de potência, bem como adia investimentos em subestações de transformação e em
capacidade adicional para transmissão (HOFF et al., 1996);
Unidades de menor capacidade ajustam-se melhor a taxas variáveis de crescimento da
demanda, reduzindo o risco associado a erros de planejamento que podem resultar em
sobre capacidade e, também podem proporcionar uma boa dose de flexibilidade as oscilações de preços ao sistema elétrico (WALTER et al., 2000);
Nas regiões onde o potencial de expansão dos sistemas de transmissão ou distribuição é
limitado, por exemplo, por razões políticas ou ambientais.
Do lado da sociedade
Contribui para aumentar o mix (gama) de geração, levando a uma maior segurança do
suprimento energético;
Permite a promoção do desenvolvimento local através do uso de recursos próprios da região em que a instalação é inserida, além da dinamização das atividades
econômicas e geração de empregos em função da maior produção industrial e do
maior volume de serviços;
Considera-se fonte tradicional de geração de eletricidade: a hidreletricidade e a termeletricidade (carvão, nuclear,
óleo combustível e óleo diesel).
9
Este critério despacha primeiro a energia pelo seu menor custo, não levando em consideração certos aspectos tais
como a proximidade do centro de carga.
10
1935
A redução dos impactos ambientais associados à geração (térmica e hídrica de grande
porte), seja pelo porte da instalação ou ausência ou menor impacto quanto às emissões
líquidas de dióxido de carbono, no caso de uso de fontes renováveis.
7 - Tendências de uma maior difusão da geração distribuída
O histórico dos países que tiveram sucesso em expandir a capacidade instalada em geração
distribuída (cogeração) nas décadas de 70 e 80, tais como EUA, Holanda e Dinamarca a
partir de políticas de incentivo, em especial a obrigatoriedade da compra dos excedentes
elétricos gerados tarifados administrativamente ao custo evitado de geração. Por sua vez, as
recentes transformações por que passaram os setores elétricos destes países afetaram as tendências de desenvolvimento de geração distribuída, conferindo-lhes um certo grau de incerteza quanto à compra dos excedentes gerados com o fim dos subsídios (SZKLO, 2001).
A emergência da questão ambiental culminada pelo estabelecimento de metas de redução
das emissões dos gases de efeito estufa nos países industrializados, abriu um nicho de mercado para a geração distribuída, tida como a medida mais custo-efetiva de redução das emissões atmosféricas da geração de eletricidade, de outro, a abertura de mercado de energia
acabou por gerar três conseqüências de diferente impacto para a geração distribuída:
As duas medidas básicas de abertura de mercado foram em princípio favoráveis aos
cogeradores, livre acesso às redes de transmissão e distribuição das concessionárias e a
criação de um mercado livre de energia, dependendo do país;
A abertura de mercado, ao estabelecer consumidores livres, ou consumidores que poderiam mudar de fornecedor, criando o agente comercializador de energia, um agente capaz
de inter-relacionar o mercado para os blocos de energia disponibilizados por pequenos
geradores, afetou o comportamento estratégico das empresas de energia no mundo. Estas
empresas passaram a assumir condutas defensivas de preservação do seu mercado e ofensivas de aumento da diversificação das suas atividades. Ora, entre estas condutas, estava o
investimento em geração distribuída de modo a evitar a entrada de novos concorrentes no
seu mercado, bem como garantir o atendimento localizado de determinadas regiões e a
oferta de energia elétrica própria e finalmente, salvaguardar a lealdade dos consumidores
livres com tendência a mudar de fornecedor (SZKLO, 2001).
A maior competição no segmento de geração e comercialização de eletricidade e condutas defensivas das concessionárias de energia, como os sistemas de cogeração, especificamente nos EUA, promoveu uma revisão dos contratos de longo prazo dos excedentes de
elétricos, resultando numa grande volatilidade nos preços da energia elétrica.
A questão ambiental vem garantindo a instalação e manutenção de algumas unidades de
geração distribuída, mas a falta de mecanismos adequados de intervenção governamental
no mercado, no curto prazo, não reverte a tendência de investimentos se concentrarem nas
fontes de geração de maior poder de barganha no mercado de energia, isto é, seu porte,
sua localização, qualidade da energia para o consumidor.
Em termos do mercado internacional, os blackouts de 2003, incluindo o da América do
Norte e da Itália acarretaram numa revisão das políticas e na busca de se minimizar novos
cortes de energia. A isto se adiciona a questão de segurança, uma vez que as centrais é que
atraem as ações de terroristas.
1936
8 – Fontes Alternativas11 na Geração Distribuída
Em termos internacionais, a incorporação de fontes alternativas para a geração distribuída de energia elétrica está associadas às pressões ambientais sobre o uso de energia
nuclear, a partir dos acidentes de Three Mile Islands, em 1979, nos Estados Unidos, e
mais tarde, em 1986 em Chernobyl na Ex-União Soviética. Neste contexto, de procura
de fontes limpas e renováveis, criou, a partir da década de oitenta e, sobretudo, na década de noventa, um ambiente favorável para o desenvolvimento de fontes alternativas de
energia, em particular a eólica. Assim, países como a Alemanha, Dinamarca e Estados
Unidos engajaram-se, com sucesso, no desenvolvimento de tecnologia e expansão do
parque industrial (Dutra, 2001).
No Brasil, em função da logística existente na produção de cana de açúcar e de álcool
voltada inicialmente à substituição da gasolina e na disponibilidade de áreas agrícolas e de
expansão da fronteira agrícola, a ênfase em fontes renováveis acabou se concentrando na
biomassa. Em 2002, a produção de cana de açúcar é de 300 milhões, a capacidade instalada
de cogeração por biomassa é de 2GWe. A baixa produtividade de cogeração está associada à baixa produtividade das plantas cuja grande maioria foi instalada no final da década de
setenta e na década de oitenta. A partir de 2000 36 novas plantas totalizando 530MWe
foram aprovadas e estão em distintos estágios de construção.
Segundo DNPE/SE/MME (2000), contabiliza-se 33O destilarias de etanol, 163 anexas
e 167 autônomas, concentradas notadamente na região centro-sul (72%), sendo 41% em
São Paulo. A Companhia Paulista Força e Luz aumentou suas compras do setor canavieiro
de 180 GWh, em 1999, para 1300 GWh em 2003 (GAZETA MERCANTIL, 2003).
Tabela: Potencial de Geração de Biomassa por região no Brasil
5HJLmR
&HQWUR2HVWH
6XO
1RUGHVWH
1RUWH
7LSRGH%LRPDVVD
Cana de Açúcar
Resíduos de Madeira
Resíduo agrícola
Cana de Açúcar
Resíduos de Madeira
Resíduo agrícola
Cana de Açúcar
Resíduos de Madeira
Resíduo agrícola
Cana de Açúcar
Resíduos de Madeira
Resíduo agrícola
%DL[R 0pGLR $OWR
158
70
1561
515
67
4664
132
35
830
4
103
1035
306
94
2082
584
89
6216
270
50
1050
4
137
1379
611
104
3122
584
133
9328
550
70
1350
8
205
2069
Fonte: INEE (2004)
De forma reduzida e pontual alguns segmentos industriais eletrointensivos, como a siderurgia, estão aproveitando resíduos energéticos para gerar energia. É o caso da Companhia
Siderúrgica Nacional e da Companhia Siderúrgica de Tubarão.
Disse-se que as fontes são alternativas a produção de energia de maior geração, no caso brasileiro, alternativa a
hidreletricidade.
11
1937
Criado em 26 de abril de 2002, o PROINFA 12 foi revisado no final de 2003 e
lançado oficialmente, no dia 30 de março último, o Programa de Incentivo Às Fontes
Alternativas de Energia Elétrica, fundamental para a diversificação da nossa matriz
energética. O Programa será coordenado pelo Ministério de Minas e Energia, e estabelece a contratação de 3.300 MW de energia no Sistema Interligado Nacional – SINproduzidos por fontes: eólica biomassa e pequenas centrais hidrelétricas - PCHs, sendo 1.100 MW de cada fonte.
PROINFA13 será um complemento à energia hidráulica, responsável por mais de 90%
da geração do país. A produção de 3,3 mil MW a partir de fontes alternativas renováveis
dobrará a participação na matriz de energia elétrica brasileira das fontes eólica, biomassa e
PCH, que atualmente respondem por 3% do total produzido e, em 2006, podem chegar a
quase seis por cento. Mas, há outras questões na parte econômica, por exemplo, o BNDES
criou um programa de apoio a investimentos em fontes alternativas renováveis de energia
elétrica. Essa linha de crédito prevê financiamento de até 70% do total investido. As previsões são que os investimentos do setor privado fiquem na ordem de R$ 8,6 bilhões.
Principais vantagens do setor Sucar-alcooleiro na geração de energia elétrica. O inexpressivo
preço do combustível é uma das principais, além de várias outras que podem ser enumeradas:
- Prazo para implementação das plantas relativamente curto, se comparado com a energia hidráulica (12 a 18 meses).
- Baixo custo de implantação.
- Diversificação dos produtos do setor (açúcar, álcool, levedura), através de um novo
segmento de negócios que é a geração de energia elétrica.- Utilização de tecnologia nacional,
com prazos de entrega de máquinas e equipamentos relativamente curtos.- Este tipo de geração de energia qualifica as usinas a receber créditos no mercado de carbono, utilizando-se dos
mecanismos do Protocolo de Kioto.- Aproveitamento de parte da palha da cana-de-açúcar,
com rendimento energético maior que o bagaço, resultante da mecanização da colheita.
- Custo de energia independente de fatores externos, como câmbio.- Estágio de evolução tecnológica que já permite a utilização de caldeiras e processos a preços competitivos.
Para o Setor Elétrico Brasileiro as vantagens de utilizar-se desta energia também
são previsíveis
- Expressivo potencial de energia renovável.
- A possibilidade de produção de energia em época de estiagem nas regiões sul, sudeste,
promovendo um perfeito acoplamento às vazões, complementando a produção de energia com base hidrelétrica. - Geração de energia na proximidade dos centros de consumo,
reduzindo perdas e custos de transmissão e distribuição – geração distribuída.
Programa que estimula a diversificação da matriz energética brasileira por meio de fontes alternativas de geração de
energia. Visa garantir a democratização no processo de produção de energia, o Proinfa prevê uma restrição máxima
por estado, que é de 20% da potência total destinada às fontes eólica e biomassa e 15% para as PCHs.
12
13
Prevê-se a construção de novas fontes de 3.300 MW, sendo 1.100 MW de energia eólica, 1.100 MW de pequenas
centrais hidrelétricas (PCHs) e 1.100 MW de biomassa. Todas as instalações de produção selecionadas estarão em
funcionamento até dezembro de 2006 e terão da Eletrobrás garantia de compra da energia por 20 anos.
1938
Outras vantagens dizem respeito à criação de empregos. A geração de energia por fontes de biomassa é reconhecida como a mais mão-de-obra intensiva dentre as demais. Isto
diz respeito ao emprego direto na colheita e nas usinas, sem contar com os empregos
indiretos gerados nas indústrias de equipamentos e montagem.
Agrega-se a isto o fato da tendência destas indústrias em aumentarem suas competitividades
internacionais devido a saltos tecnológicos, proporcionados por pesquisas demandadas
pelas carências de modernização do Setor Sucar-alcooleiro.
A energia eólica é bastante incipiente no país, apesar dos estudos de viabilidade indicarem claramente a sua vanguarda em relação às novas energias renováveis, ela não tem
conseguido atrair o interesse político. O primeiro mapa eólico brasileiro foi feito somente
no ano de 2000, quando se descobriu que potencialmente pode-se introduzir na matriz
energética capacidade de até 20% superior à do sistema hidrelétrico instalado. O litoral do
nordeste do País é umas das melhores áreas para a produção eólica. Na região é possível
conseguir uma produção de até 20 mil MW, mais do que a capacidade da hidrelétrica.
(CAMARGO AMARANTE, 2000).
Entre 1998 e 2001, a potência instalada em CHP a gás cresceu cerca de 500 MW, havendo ainda a previsão de instalação de mais cerca de 1 GW até 2003. Respondem por cerca
de 90% desta previsão de acréscimo de potência até 2003 os setores química, refino de
petróleo e siderúrgica, estes dois últimos aproveitando, em conjunto com gás natural, combustíveis residuais do processo industrial (MME, 2002).
9 - Conclusão
A transição de um sistema centralizado para um sistema híbrido que introduza GD não
é uma tarefa simples, pois implica numa revisão da própria noção de economia de escala.
A geração distribuída comparada à geração hidro-térmica convencional, resulta na economia de fontes primárias de energia e na redução da emissão de gases de efeito estufa. Além
disso, centrais geradoras de eletricidade instaladas próximas aos centros de carga normalmente garantem o atendimento do mercado de energia elétrica sob menores investimentos
nas redes de transmissão e distribuição, assim como, uma menor perda de energia na transmissão (POOLE et Al.1995; OLANO, 1995; SZKLO et Al., 2000).
Adicionalmente, a geração distribuída pode representar o adiamento de investimentos de
grandes usinas para a expansão geração de energia elétrica, uma vez que, que estas usinas logo
após a conclusão de suas obras não gerem todo seu potencial instalado (HOFF et Al., 1996).
No Brasil pós-racionamento não se pensa mais em expansão da geração desconsiderando
as demais alternativas de energia, principalmente aquelas que são realidade, biomassa e
cogeração, dada a robustez tecnológica, potencial, caráter renovável, benefícios ambientais
e inúmeros valores econômicos agregados, dentre eles a criação de empregos, estabelecimento de novas indústrias, etc.
Por muito tempo, as fontes alternativas de energia ficaram segregadas, por se entender
estarem distantes de oferecerem preços digeríveis pelo mercado, sobretudo frente às ofertas de energia de grandes hidrelétricas e termelétricas a gás natural, que apareceram aos
investidores como a alternativa ideal frente à dependência hidrológica. Esta tendência está
sendo alterada com uma efetiva implantação do PROINFA.
1939
Com a realização da primeira chamada pública do PROINFA, foram ofertados 6.600
MW, finalizada no final de junho de 2004. Observou-se que o número de projetos habilitados
superou a capacidade de contratação nas áreas de energia eólica e de pequenas centrais hidrelétricas. A grande atratividade destes empreendimentos decorre da garantia de compra da
Eletrobrás e do financiamento de 70% oferecido pelo BNDES. Assim, cabe destacar que,
políticas de incentivo governamental para fontes de geração distribuída como as atendidas
por este programa são fundamentais para a diversificação da matriz energética brasileira.
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1940
INSERÇÃO INCENTIVADA
DA COGERAÇÃO NO SISTEMA
ELÉTRICO-AVALIAÇÃO SISTÊMICA
Cláudio Paiva de Paula1
Ildo Luís Sauer2
1. RESUMO
O objetivo do trabalho é a identificação do potencial da autoprodução por cogeração de
energia elétrica e calor na expansão do parque gerador interligado nacional. Este potencial foi
determinado através da simulação da operação de um parque de cogeração implantado
concomitante a setores industriais que hoje consomem energia térmica fornecida pela queima
de derivados de petróleo, de um parque acoplado a setores terciários consumindo energia
elétrica para condicionamento de ambientes e de um parque acoplado ao setor de açúcar e
álcool. Os resultados de um Plano de Inserção Incentivada de Cogeração indicam um potencial de 45.200 MW até 2013, a ser acrescido ao atual parque de geração. Como parte deste
montante será acionado por gás natural, prevê-se um acréscimo no consumo de gás, apenas
nesta geração, de 33x109 m3/ano também até 2013. Ao final do trabalho se colocam as
condições de incentivo que deveriam ser implementadas para que a cogeração aconteça no
âmbito nacional, permitindo um melhor aproveitamento dos recursos naturais e alavancagem
da penetração do gás natural, recurso nacional de relevância para o desenvolvimento.
2. INTRODUÇÃO
A Cogeração pode ser definida como geração coincidente de calor e potência elétrica e/
ou mecânica, como também geração de potência elétrica e/ou mecânica advinda da recuperação de calor de processo rejeitado a altas temperaturas.
1
Doutor, PIPGE/Universidade de São Paulo - [email protected] - Universidade de São Paulo
Instituto de Eletrotécnica e Energia Programa Interunidades de Pós-Graduação em Energia
Professor Doutor, PIPGE/Universidade de São Paulo - [email protected] - Av. Luciano Gualberto, 1289 Cidade
Universitária - 05508-900 São Paulo/SP - Fone (011) 3091-2632 - Fax (011) 3091-2632 (011) 3293-5100 - (011) 9649-7612
2
1941
Além de assegurar vantagens como o aumento da confiabilidade no abastecimento de
eletricidade, também contribui para a redução dos custos de produção em decorrência do
aumento do rendimento térmico global da operação. Se por um lado o aumento da
confiabilidade no fornecimento de eletricidade pode ser condição fundamental, por outro
avaliações dirigidas à comparação de alternativas de alocação dos recursos valorados segundo os critérios de mercado indicam que projetos de sistemas de cogeração, desde que
tecnicamente consistentes com o atendimento da demanda de usos finais combinados, tem
viabilidade econômica favorável.
Torna-se importante observar que a cogeração é processo corriqueiro em vários setores
industriais que a adotaram ou por tradição, ou devido à localização isolada da planta em
relação à rede, ou por ser extremamente vantajosa ao processo. Este fato ocorre na indústria química, petroquímica, celulose e papel e no setor onde esta geração é mais significativa,
a indústria sucro-alcooleira.
As avaliações das condições de implantação de sistemas de cogeração costumam levar
em consideração aspectos de melhoria do desempenho técnico e econômico dos processos industriais. Complementarmente, examinam-se critérios de melhoria da qualidade
da energia elétrica disponível, blindagem sobre aumentos das tarifas de energia elétrica,
proteção contra o risco de desabastecimento, perspectiva de geração de receitas adicionais e/ou corte de custos.
A seguinte pergunta central então se coloca: se a cogeração tem desdobramentos tão positivos,
porque seu emprego no Brasil tem sido modesto em comparação com outros países? A resposta a este
questionamento não é trivial.
A primeira constatação que se chega está na maneira como se planejava e se atendia a
demanda de energia elétrica no passado. Na regulamentação do passado os planos de expansão do setor elétrico, impositivos num determinado momento e depois indicativos, coordenavam a implantação dos novos empreendimentos de geração, privilegiando-se as ofertas
das empresas estatais existentes, que impunham usinas hidroelétricas neste planejamento. Outras explicações também podem ser alinhadas, como o excepcional potencial hidráulico das
bacias brasileiras, a vocação destas empresas para grandes obras civis, o relativo baixo custo
dos aproveitamentos, o conforto do excesso de capacidade instalada e das supermotorizações
dos projetos implantados, dentre outras. Ofertas termoelétricas de vulto só se realizavam no
Sul, decorrentes de pressões de lobbies de mineradoras de carvão mineral. As distribuidoras pelo seu lado sempre se apressavam em desestimular qualquer projeto de autoprodução,
oferecendo tarifas para inviabilizar os projetos, ou mesmo impondo tarifas elevadas de
“back-up’s”. O processo se encerrava pela inexistência de um órgão regulador isento.
Conclui-se então que neste ambiente tornava-se difícil exercer-se qualquer pressão na
direção de se incentivar uma expansão da cogeração, não só em função do desestímulo a
autoprodução, como também pela inexistência dos recursos energéticos mais adequados a
esta operação - o gás natural, nem tampouco a disponibilização de tecnologias mais eficientes como as novas turbinas a gás e os motores alternativos a gás. O consumidor, por outro
lado, em função da relativa condição satisfatória de atendimento também não se encorajava a investir em sistemas mais complexos de autoprodução, mesmo tendo vantagens. Só
recentemente implantou-se legislação específica de incentivo a cogeração.
1942
3. Metodologia de Avaliação de Potenciais de Cogeração
3.1 Critérios de Avaliação
A criação de uma metodologia original no estudo da cogeração não é uma tarefa trivial,
haja vista a existência de centenas de trabalhos acadêmicos e projetos desenvolvidos por
inúmeros centros de pesquisa focados nesta alternativa de geração. O atual trabalho no
entanto diferencia-se dos estudos existentes, em primeiro lugar por tratar a oferta de
cogeração sob a forma de energia e não de capacidade e depois por adotar uma avaliação
sistêmica da sua influência.
O trabalho então investigou o montante de complementação que a cogeração pode
agregar ao Sistema Interligado e inferiu o padrão de funcionamento do parque de geração
atual e suas expansões programadas com e sem estas fontes de autogeração. Esta simulação
da operação do parque gerador convencional complementado com as ofertas de cogeração
foi conduzida através do ferramental usual do setor elétrico, simulando-se produção, consumo e transporte de energia entre sistemas e regiões geográficas.
3.2 Setores Industriais
A estimativa do potencial foi ancorada no levantamento do consumo de calor em setores selecionados e fundamentou-se na metodologia da paridade térmica, isto é, dimensionouse a capacidade elétrica das instalações de cogeração em função da quantidade de calor
rejeitada e consumida nos processos.
Através do levantamento de informações referentes a consumo de tipos específicos de
combustíveis, desagregadas segundo os vários setores comerciais e industriais, pode-se
inferir o consumo espacial e setorial de calor dos segmentos passíveis de agregar capacidade de cogeração. Esta base de dados temporais fornecida pela ANP foi classificada por
data de entrega ao consumidor, tipo de derivado de petróleo, município consumidor e
setor econômico, dentre outros atributos. As totalizações foram mensais, mesma base temporal das simulações energéticas do Sistema Elétrico Interligado.
Após este levantamento aplicaram-se critérios de montagem de arranjos para o
processamento, agregando-se os setores a uma base de trabalho que limitasse o esforço
computacional por um lado e que fosse suficiente para se aplicar de maneira satisfatória os
sistemas diferenciados de cogeração por outro. Os mais de 300 gêneros classificatórios das
séries de transações com óleos diesel e todos os tipos de óleo combustível foram concentrados em um conjunto de 29 gêneros industriais e 16 gêneros de serviços.
A determinação dos potenciais de cada modalidade de geração foi obtida da aplicação
de operadores, como os definidos em trabalhos da EFEI - método á - â generalizado, ao
consumo de energia térmica de cada setor, função do consumo levantado de derivados.
Os operadores foram selecionados e ajustados em função do gênero de consumo e da
temperatura média do processo médio a que irão suprir, compilados da literatura.
A escolha de cada sistema de cogeração a ser aplicado no gênero médio selecionado
decorreu de interpretação de pesquisas em projetos similares e, de certa forma, representativos deste aplicação. Estas informações foram selecionadas de processos de solicitação de
autorização para implantação de expansões de geração termoelétrica de empresas junto
aos órgãos reguladores (ANEEL e CSPE).
1943
A concepção do método pode ser acompanhada pelo mecanismo da Figura 1, onde se
aplica um sistema de cogeração que fornecerá alternativamente o calor que um processo
industrial existente está consumindo. Como os sistemas de cogeração têm características
básicas que se repetem, define-se o adimensional â que reflete o tipo de arranjo e combustível selecionados, como turbo-geradores a gás, moto-geradores a gás ou mesmo caldeira
a óleo/biomassa e turbo-geradores a vapor em contra-pressão. As Equações 1 e 2 representam a formulação da metodologia á - â.
Figura 1. Aplicação da Cogeração em Paridade Térmica
(1)
Os gêneros industriais sintetizados foram qualificados em relação à temperatura do processo, um dos condicionantes que induzem o tipo de sistema de cogeração aplicado, a
partir de dados da literatura. Os operadores â foram selecionados e ajustados em função
do sistema de cogeração e da temperatura média do processo médio a que irão suprir. Os
operadores â são calculados e corrigidos em função das temperaturas do processo e de
escape dos sistemas geradores, o que reflete a capacidade de aproveitamento de correntes
térmicas não suficientemente utilizadas.
O Quadro da Tabela 1 mostra para cada gênero industrial os valores adotados para
temperatura de processo, equipamento utilizado, â calculado e â corrigido (â). A determinação dos potenciais de cada modalidade de geração foi obtida da aplicação dos operadores definidos na Tabela 1 ao consumo de energia térmica de cada setor, função do consumo levantado de derivados.
1944
Tabela 1 - Quadro Demonstrativo dos Parâmetros Operacionais de Cogeração por
Gênero Industrial
Gerou-se tanto para dados baseados em óleos diesel como combustíveis, planilhas anuais com resultados setoriais mensais para cada estado, posteriormente totalizados por região. Estas tabulações forneceram a energia elétrica mensal produzida com a incorporação
de sistemas de cogeração capazes de fornecer a quantidade de calor solicitada pelo setor,
bem como as necessidades de gás natural.
3.3 Setores de Serviços
Existem, por outro lado, setores como açúcar e álcool, shoppings, hospitais e outros de
serviços em que o método não pode ser empregado, uma vez que seu consumo energético
é baseado em biomassa ou energia elétrica, não tendo nenhuma aderência entre o consumo
de derivados de petróleo e o consumo energético dos processos. Para estes desenvolveram-se outros mecanismos de avaliação.
Nos setores independentes de derivados de petróleo as estimativas foram baseadas em
uma base de dados unitários formada por um universo de estabelecimentos comerciais
compilado por entidades como ALSHOP, ABRASCE, IBGE, EMBRATUR e ABIH.
Aplicaram-se índices unitários desenvolvidos por órgãos de pesquisa como a COPPE e
INEE aos índices unitários ABL, número de leitos por m2, áreas de unidades habitacionais,
unidades por estabelecimento e outros, obtidos dos levantamentos organizados pelas associações acima, estimando-se por região e categoria de estabelecimento a carga de refrigeração destas unidades operacionais.
O critério de inserção incentivada da cogeração nestes setores independentes foi o de se
promover uma substituição parcial e programada dos chillers das centrais de ar condicionado existentes por chillers de absorção. Ao lado desta substituição, promoveu-se um
programa de implantação de sistemas de cogeração em unidades que não dispõem de
1945
unidades centralizadas de condicionamento de ar. Após a determinação da carga de refrigeração e da fração real que será implantada, calcula-se o calor consumido pelos chillers de
absorção e ajusta-se para cada região e categoria a tecnologia de cogeração e os índices â
adequados, chegando-se ao potencial de cogeração estimado.
As Tabelas 2 e 3 mostram de forma resumida os passos desenvolvidos no processo de
se estimar potenciais de cogeração em setores de serviços.
Tabela 2 - Exemplo do Cálculo de Potencias de Cogeração no Setor Hospitalar da
Região Sudeste
&$5*$ &$5*$ &21680 7(&12 (1(5*,$ (1(5* &$3$
&$7(*248$17, È5($ &$5*$ 3$57,&,
&255, 7(50,&$
$18$/ /,48, &,'$'(
3$d­2
&+,//(5 /2*,$ *(5$'$
*
$18$/
5,$ '$'( (m2) 75
(%)
(Gcal/ano) (Gcal/ano)
MWhx103 MWhx103 0:
75
Gporte
16475
3425
54117
55
29986
460
511
TGAS
923
991
250
MPorteCF
MPortSCF
23514
14215
1644
917
27132
4952
66
60
17934
2971
275
46
305
51
MTALT
VPOR42
698
7
746
3
172
1
Pporte
<50 Leitos
64841
23558
3395
760
52280
11703
60
50
31368
5852
481
90
534
100
VPOR42
76
0
64
0
16
0
Só SUS
59553
202156
1985
6154
12126 156338
50
-
3077
91188
47
1399
52
1553
VPOR42
-
7
1711
3
1807
1
440
727$/
Tabela 3 - Exemplo do Cálculo de Potencias de Cogeração no Setor Hoteleiro Nacional
&$5*$
&$5*$
&$5*$ &2(), (1(5*,$ (1(5*,$
&$5*$
7e50,&$ 7(50,&$ '(0$1'$ &,(17(
$18$/ /,48,'$
7e50,&$
5(*,®(6
&216,'(5$'$ $18$/ &+,//(5
*(5$'$ $18$/
&216,'(5$'$6
75
(Gcal/ano)
(Gcal/ano)
M Whx103 M Whx103
75
68'(67(
187767
84495
1295
1439
1,81
2600
2776
68/
68250
27300
209
233
2,29
531
537
&B2(67(
34031
6806
104
116
1,81
209
221
125'(67(
80384
16077
246
274
2,29
626
654
1257(
15968
3194
49
54
0,14
8
13
727$/%5$6,/ 386400
137872
1904
2116
3974
4202
3.4 Setor de Açúcar e Álcool
A determinação mais elaborada do montante de excedentes potenciais de energia elétrica
em cogeração que seriam disponibilizados pelo Setor Sucro-alcooleiro ao Sistema Interligado
envolve a análise da evolução das seguintes variáveis: área vinculada a esta atividade agrícola,
nível de produtividade, velocidade da evolução da tecnologia empregada, padrão operacional
da cogeração e possibilidade de complementação com outros combustíveis - gás natural.
Também existe incerteza na forma de manuseio do bagaço gerado, isto é, se as usinas ou
destilarias irão processá-lo internamente ou enviar para geradores independentes. Mais importante, qual será a duração ou padrão operacional da cogeração: gera-se apenas durante
a safra, ou durante todo ano, complementando-se com bagaço estocado, sobras de colheita ou outro combustível como gás natural.
A partir da estimativa da base agrícola, ajustaram-se estimativas de tecnologias de geração para diferentes regiões, dividindo-se o setor em diferentes centros de operação; a estes
centros aplicaram-se critérios baseados em índices de estimativa de geração originados de
trabalhos de pesquisa do CENBIO, estimando-se os potencias de geração.
1946
A Tabela 4 mostra as diferentes abordagens praticadas a cada região produtora de
açúcar e álcool, as tecnologias selecionadas e seus potenciais de geração de energia elétrica.
Tabela 4 - Critérios de Estimativa do Potencial de Cogeração - Setor de Açúcar e Álcool
5(*,®(6
&216,'(5$'$6
&(17522(67(
1257(
125'(67(
68'(67(
68/
)$725'(
3(5Ë2'2 &$3$&,'$
7(&12/2*,$'( 327(1&,$/
'(
&2*(5$d­2
'(
&2*(5$d­2 '(6$)5$
$'27$'$
(dia/ano)
1$6$)5$
(kWh/tcana)
(%)
RANKINE 60 bar
RANKINE 60 bar e
GN
RANKINE 42 bar
RANKINE 60 bar
RANKINE 60 bar
RANKINE 60 bar
RANKINE 80 bar
RANKINE 80 bar e
GN
RANKINE 60 bar
30
180
95
140
7450 h
-
20
30
150
150
95
95
30
40
110
180
180
7450 h
95
95
-
170
7450 h
-
30
150
95
3.4 Critérios de Expansão da Oferta dos Potenciais Estimados
Uma base de dados tão extensa que transita por distintos momentos da economia, com
uma tendência natural de crescimento, torna complexa a fixação de um critério para aplicação dos operadores da estimativa de montantes de cogeração, pois incorpora tanto períodos de relativa despreocupação com padrões de consumo, como outros de iminente
desabastecimento. O critério adotado foi o de se combinar três anos representativos de
tendências: no primeiro, 1999, refletiu-se um crescimento segundo o padrão de consumo
da década; no de 2000 agregou-se uma contração significativa em função da crise cambial
de 1999 e por fim o de 2001, ano do racionamento e continuidade da tendência de contração do consumo de energia elétrica e derivados de petróleo.
Acredita-se que a amostra construída com a média destes três anos, com pesos semelhantes, seja adequada para se compor uma base de apoio a estimativas de cogeração, uma
vez que a tendência de contração reverteu-se em 2002.
O resultado das tabulações forma o parâmetro potencial de expansão da cogeração
neste horizonte de estudo, que passará a ser reconhecido como potencial de 2013. Justificase esta metodologia pelos condicionantes contidos nas expansões, isto é, se por um lado o
início da implantação é extremamente modesto em comparação com os níveis praticados
em outros países, por outro as forças que impelem o processo de expansão - oferta abundante e barata de gás natural - só atingirão sua plenitude num prazo de cinco anos.
Espera-se então que haja um crescimento geométrico e gradativo destes montantes,
chegando-se durante o programa de inserção incentivada à oferta total teórica calculada,
coincidentemente com o período de maior intensidade das pressões de apoio do plano esta é a essência do método desenvolvido. Se, por um lado, a aplicação de coeficientes
teóricos a processos industriais reais poderia ser classificada como uma estimativa do Po1947
tencial Técnico de cogeração, por outro, a transposição paulatina destes resultados para
2013, ano de total materialização das reservas, transforma esta classificação em Potencial de
Mercado incentivado.
4. Entorno Econômico do Processo de Cogeração
Na avaliação dos custos da energia elétrica gerada em cogeração necessita-se em primeiro lugar conhecer os custos dos energéticos que participam desta operação, assim como da
energia elétrica que vai ser deslocada. Esta é uma avaliação complexa, uma vez que além
das dificuldades inerentes à implantação em cada usuário de um sistema viável de cogeração
pode-se eventualmente sofrer a pressão das distribuidoras de energia elétrica, como também das distribuidoras de óleos diesel e combustível, concorrentes dos fornecimentos de
gás natural, combustível preferencial para aplicações de cogeração e da energia elétrica na
iminência de ser deslocada.
No caso da energia elétrica existem fatores complementares, como o tipo de ligação
contratada com a distribuidora, isto é, CONVENCIONAL, AZUL e VERDE e a sua
classe de tensão. Esta classificação tarifaria pode até ter uma influência mais pronunciada na
avaliação da viabilidade de projetos de sistemas de cogeração do que as análises do desempenho do processo de produção com ou sem estes sistemas.
Mesmo não se estimando os montantes de energia elétrica fornecida nem se levantando
as tarifas de demanda e consumo praticadas em cada projeto, a análise mais simplificada da
Tabela 5 não deixa de ser importante. Da tabela percebe-se que parcela significativa dos
consumidores não tem acesso a tarifas mais baratas, como horo-sazonal em tensões elevadas; acredita-se que a impossibilidade física da conexão ou mesmo desinteresse do consumidor sejam as causas desta baixa participação.
Tabela 5 - Tarifas Médias de Energia Elétrica Praticadas no Brasil
&/$66('(&216802 1RUWH1RUGHVWH6XGHVWH 6XO &2HVWH %UDVLO
5(6,'(1&,$/
206,82 190,47 255,31 232,64 220,46 236,34
,1'8675,$/
67,99 86,95 119,85 123,53 123,05 110,48
&20(5&,$/
189,10 191,68 215,26 201,05 207,84 207,66
585$/
147,56 119,17 115,54 120,49 130,63 134,24
32'(53Ò%/,&2 202,54 202,92 214,58 210,63 215,64 210,60
,/80,1$d­23Ò%/,&$ 122,22 118,36 136,81 123,48 120,52 128,47
6(59,d23Ò%/,&2 130,15 112,35 121,21 130,74 119,82 121,02
&21680235Ï35,2 200,98 216,24 102,43 106,46 234,66 121,28
7$5,)$0e',$727$/ 135,04 177,76 164,88 127,14 177,31 165,03
Obs.: Dados do Site ANEEL - Preços sem ICMS Janeiro a Outubro de 2003 - R$/MWh
Desenvolve-se a seguir a título informativo uma análise comparativa do preço unitário
de aquisição dos vários energéticos disponíveis à indústria e ao comércio. Para o gás natural
indicam-se apenas as condições atuais de fornecimento na modalidade cogeração - tarifa
1948
COMGAS, comparando-a em seguida com o preço de outros combustíveis. No caso de
óleo combustível consultou-se a PETROBRÁS DISTRIBUIDORA - BR e a SHELL;
gasolina, óleo diesel e álcool foram compilados do site da ANP. Verifica-se o baixo preço
do gás natural, mesmo nas condições hoje praticadas.
Tabela 6. Visão genérica de Preços de Energéticos
(1(5*e7,&2
&216,'(5$'2
Ï/(2$
Ï/(2$
Ï/(2$
*È61$785$/
*È61$785$/
*19
Ï/(2',(6(/
*$62/,1$
È/&22/
35(d2
'(
/,67$
R$ 928,50/t
R$ 920,00/t
R$ 808,06/t
US$ 4.40/106Btu
US$ 2.70/106Btu
R$ 0,957/m3
R$ 1,393/l
R$ 1,907/l
R$ 0,978/l
(1US$ = 3 R$)
32'(5
35(d2
35(d2 '(16,'$'( &$/25Ë),&2
81,7È5,2
6(0
,1)(5,25
(kg/m3)
75,%8726
(US$/106 Btu)
(kcal/kg)
714,95/t
708,40/t
622,2/t
4.4
2.7
0,766
1,142
1,564
0,802
1013
1013
1013
852
742
809
9700
9700
9700
8800(/m3)
8800(/m3)
8800(/m3)
10350
10550
6300
6,19
6,13
5,39
4,40
2,70
9,14
13,27
20,46
10.55
A avaliação das aplicações da cogeração indica sua competitividade em vários projetos.
A extensão de sua participação na oferta de energia elétrica através de um plano de inserção
incentivada deverá ser acompanhada de estímulos que a impulsionem para um patamar de
maior viabilidade, sendo o preço do combustível o insumo determinante neste conjunto
de incentivos. A análise econômica da aplicação da cogeração indica que as atuais tarifas de
gás natural só viabilizam economicamente projetos de grande porte, em setores específicos
e onde a confiabilidade do abastecimento é fator preponderante. A partir de US$ 2.70/
MM Btu, no entanto, já se vislumbram oportunidades efetivas de penetração, podendo-se
admitir a possibilidade de crescimento sustentado destas ofertas, conforme Figura 2.
Esta constatação pode ser balizada pela Figura 3 que mostra o comportamento de
parâmetros de sistemas de cogeração quando comparados com a concorrência do fornecimento externo de energia elétrica, nas modalidades convencional e horo-sazonal. As condições de fornecimento de energia elétrica, por outro lado, variam significativamente através do universo das distribuidoras e das condições de atendimento praticadas no mercado.
Em primeiro lugar deve-se constatar que os consumidores de maneira geral não têm
total grau de liberdade para converter seus contratos de fornecimento para condições mais
vantajosas, como horo-sazonal em A2, por exemplo. Da mesma maneira, a diferença entre
as tarifas em A2 e A4 tende a se reduzir, verificando-se que as das modalidades de fornecimento em tensões mais elevadas têm experimentado taxas de reajuste superiores às das
tensões inferiores. Pode-se concluir que a comparação entre tarifas de energia elétrica e
custos operacionais de projetos de cogeração constitui uma tarefa complexa, não se devendo descartar de antemão a possibilidade da implantação de novos projetos de autoprodução
nos casos em que a análise preliminar indicou resultados desfavoráveis.
Observa-se ainda que a análise de preços, no momento atual, encerra algumas discrepâncias que podem levar a conclusões diferentes quando se desloca de uma região para
outra. Os Estados dependentes de gás boliviano - São Paulo, Minas Gerais, Paraná, Santa
Catarina, Mato Grosso do Sul e Rio Grande do Sul, pagavam no início de 2004 US$ 3.36/
MM Btu pelo insumo, ao passo que Estados que são abastecidos pelo gás nacional, Rio de
Janeiro, Espírito Santo, Bahia e demais do Nordeste pagavam US$ 2.60/MM Btu.
1949
Figura 2 - Custos da Energia Elétrica de Cogeração em Função do Preço do
Gás natural - Sistema Integrado
K
:
0
5
2
®
d
$
5(
*
(
'
2
76
8
&
M T - P E QU E N O
160,00
M T - M ÉD IO
140,00
M T - GR A N D E
T G - P E QU E N O
120,00
T G - M ÉD IO
100,00
T G - GR A N D E
80,00
2,00
2,50
3,00
3,50
4,00
&8672'2*È68600%WX
Figura 3. Variação dos Custos de Cogeração de Energia Elétrica com Turbo-Geradores comparada com Valores Correlatos de Fornecimentos Externos em CONVENCIONAL A4 e HORO-SAZONAL A2 - (Gás Natural a US$ 2.25/MMBtu)
5. Inserção da Cogeração no Sistema Elétrico Interligado
5.1. Critérios de Inserção
O trabalho investigou o efeito do montante de complementação dos potencias calculados no Sistema Interligado através da comparação do padrão de funcionamento de dois
cenários do parque de geração atual com suas expansões oficiais programadas, um isolado
e outro agregado às fontes de autogeração. A avaliação do padrão de funcionamento se
efetiva pela simulação da operação conjunta do parque gerador convencional com e sem as
ofertas de cogeração utilizando-se do ferramental usual do setor elétrico, isto é, modelos de
simulação estocástica da operação de sistemas hidrotérmicos
5.2. O Sistema Interligado Brasileiro
O Sistema Elétrico Brasileiro está segmentado em dois parques distintos: Sistema Interligado e Sistemas Isolados. O Sistema Interligado, em função das diversidades regionais, também
se divide em dois subsistemas: Sul/Sudeste/Centro-Oeste e Norte/Nordeste. No passado
independentes, estão, desde 1998, interligados pelo tronco Norte/Sul. O sistema caracterizase pela predominância da geração em usinas hidráulicas, conforme Tabela 7 a seguir.
1950
Tabela 7 - Sistema Elétrico Brasileiro - Potência Instalada 2002 - (MW)
+LGUiXOLFD 7pUPLFD
',6&5,0,1$d­2 3RUWH *3RUWH (yOLFD 3&+ 3&7 727$/
6,67(0$6,17(5/,*$'26
68'(67(
29107,4
4963,0
1,0
482,0 3414,2 37967,6
68/
17013,0
2745,0
2,5
231,1 824,5 20816,1
125'(67(
10060,0
904,0
57,7
76,4
1935,6 13033,7
1257(
4270,0
0,0
0,0
33,9
0,0
4303,9
&(17522(67( 2177,5
610,0
0,0
225,7 305,5
3318,7
727$/%5$6,/ 62627,9
9222,0
61,2 1049,1 6479,8 79440,0
6,67(0$6,62/$'26
1257(&2(67( 506,0
1290,2
0,0
82,2
431,0
2309,4
727$,6
727$,6
63133,9
10512,2
61,2 1131,3 6910,8 81749,4
(77,3)
(12,9)
(0,0)
(%)
(1,4)
(8,4)
(100,0)
Fonte: ELETROBRÁS - Planos Decenais de Expansão 2000/2009; 2001/2010 e 2003/2012. ANEEL (Site) - Cronogramas
de Eventos 2003 - UTE’s e UHE’s (Grande e Pequeno Porte) PCH - Pequena Central Hidroelétrica; PCT - Pequena
Central Termoelétrica.
5.2. Cenários de Simulação
O Modelo NEWAVE, ou Modelo Estratégico de Geração Hidrotérmica a Subsistemas
Interligados, desenvolvido pelo CEPEL por demanda da ELETROBRÁS, utilizado na
programação da operação e da expansão do parque de geração é a ferramenta oficial de
simulação do setor elétrico, sendo utilizado por todas as empresas geradoras e distribuidoras de energia elétrica e também por empresas de avaliação da expansão do Sistema. O
Programa NEWAVE resolve os problemas de planejamento da operação interligada de
sistemas hidrotérmicos empregando a técnica de programação dinâmica dual estocástica o objetivo do planejamento da operação de um sistema hidrotérmico é determinar metas
de geração para cada usina do sistema, a cada etapa, atendendo a demanda e minimizando
o valor esperado do custo de operação. A técnica de programação dinâmica dual estocástica
permite considerar o intercâmbio entre os subsistemas como uma variável de decisão, evita
a discretização do espaço de estados, permite o uso de um modelo comum de vazões
sintética e calcula os custos marginais do sistema.
A avaliação da influência da cogeração é obtida da análise comparativa entre os cenários
plano de expansão convencional e plano com ênfase na autoprodução. Como se deseja
comprovar a influência da agregação da cogeração ao Sistema Interligado, empregou-se a
expansão do parque de geração contida no Plano Decenal de Expansão da Geração 20032012 editado pelo CCPE/MME como base do estudo, definindo-o como CENÁRIO
DECENAL. O cenário de oferta com ênfase em cogeração foi montado levando-se em
consideração os potenciais calculados agregados à expansão constante do Plano Decenal
2003-2012. Foi definido como CENÁRIO COGERAÇÃO.
1951
6. Resultados
6.1. Potenciais de Cogeração em 2013
Os potenciais para cogeração gerados pelo plano de inserção incentivada estão na Tabela 8 a seguir, onde se indica uma meta para um acréscimo de aproximadamente 45.281
MW na capacidade instalada de sistemas de cogeração em 2013, divididos pelos vários
setores. Este montante tem a possibilidade de influir diretamente num acréscimo de
33.291x106 m3 na demanda anual de gás natural, ou 91x106 m3 por dia. Deve-se enfatizar,
no entanto, que este cálculo levou em consideração apenas gás para cogeração. Considerando-se o consumo de processos a jusante e em complementações por sistemas paralelos,
este montante poderá aumentar significativamente.
O principal responsável por este acréscimo foi o setor industrial dependente de derivados de petróleo, respondendo por 82 % do montante do potencial de geração calculado,
37.070 MW e por 84 % do total do acréscimo na demanda de gás natural. Segue o de
açúcar e álcool, 12 % e serviços, 6 %; serviços, no entanto é responsável por 14 % da
demanda adicional de gás.
Tabela 8 - Sistema Interligado Brasileiro - Potencial de Cogeração por Setor em 2013
5(*,®(6
&2(6 7(
1257(
125'(67(
68'(6 7(
68/
727$/
,1'8675,$/
$dÒ&$5(
È/&22/
&$3$& &216*È6
0:
P DQR
&$3
&216*È6 $&
P DQR
0:
3.444
1.624
5.002
20.530
6.470
37.070
2.177
1.009
2.922
16.586
5.033
27.727
914
8
424
3.812
323
5.481
216
750
966
6(725
6(59,d26
&$3$
&
0:
&216*È6
P DQR
150
33
452
1.700
395
2.730
238
52
780
2.917
611
4.598
727$/
%5$6 ,/
&$3$
&216*È6
&
P DQR
0: 4.508
1.665
5.878
26.042
7.188
45.281
2.631
1.061
3.702
20.253
5.644
33.291
As grandezas operadas pelo modelo de simulação são energias mensais geradas e
consumidas em cada mercado. Compararam-se então os potenciais de energia calculados
para 2013 com os valores do DECENAL, interpolado para 2013, e verificou-se que são
equivalentes a 24 % destes montantes, conforme Tabela 9. Estes montantes de energia
provenientes da cogeração projetados terão uma entrada gradual no Sistema Interligado,
atenuando-se estes valores através de interpolação geométrica.
Tabela 9 - Comparação dos Potenciais de Cogeração Calculados com as
Projeções do Decenal
&(1È5,26
3DUWLFLSDomRQR
3DUkPHWURV
'(&(1$/
&2*(5$d­2
'(&(1$/
&RPSDUDGRV
,1&(17,9$'$
(1(5*,$(/e75,&$ 537.510
126.831
24 %
*(5$'$0:K[
&$3$&,'$'(
45.281
47 %
(48,9$/(17(0: 96.622
1952
6.2. Avaliação das Condições de Atendimento no Sistema Interligado Brasileiro
Os resultados alcançados pela comparação dos cenários de oferta com e sem ênfase em
cogeração, contidos na Tabela 10 mostram o efeito positivo da sua entrada no Sistema
Interligado. Existem oportunidades reais para a entrada da cogeração no Sistema Interligado, visíveis na comparação com o “deck” do Decenal. A comparação com “deck” ajustado, uma vez que as ofertas decorrentes da inserção de Angra-3 no final de 2008 e a da
hidroelétrica Belo Monte na Região Norte no início de 2010 são de difícil materialização,
indicam condições ainda mais vantajosas.
As simulações do cenário Cogeração Ajustada, nas regiões Sudeste, Centro Oeste e Sul
tiveram uma condição de atendimento oscilando no entorno da condição ótima, risco de
déficit de 5 %, semelhante à do Decenal original. Esta comparação, no entanto, teria menor
consistência, pois a oferta no Decenal estava superestimada e a entrada da cogeração foi
importante para trazer a condição de risco a patamares satisfatórios. Para as regiões Nordeste
e Norte as simulações do cenário Cogeração Ajustada indicam que a entrada do plano de
inserção incentivada foi providencial, pois os riscos passaram de 23,4 % para 16,6 % no
nordeste e 8,2 % para 8,5 % na região norte, em 2012, lembrando-se mais uma vez que a
oferta do “deck” original estava superestimada pela entrada improvável daquelas ofertas.
Tabela 10 - Sistema Interligado Brasileiro - Avaliação das Condições de Atendimento
$126 $9$/,$'26 6 8'(6 7(
&2(6 7(
6 8/
125'(6 7(
1257(
'(&(1 $/ &2*(5$d­2 '(&(1 $/ &2*(5$d­2 '(&(1 $/ &2*(5$d­2 '(&(1 $/ &2*(5$d­2
2,6
1,0
3,0
5,8
2,4
1,0
2,0
5,2
2,4
1,0
2,6
5,8
2,1
1,0
1,8
4,6
3,6
6,8
13,9
16,8
3,6
6,0
12,0
13,8
2,0
1,2
4,0
11,4
2,0
1,2
2,3
11,0
5,6
4,8
5,3
4,1
23,4
16,6
8,2
8,5
A evolução das condições de atendimento podem ser melhor visualizadas através das
Figuras 4 e 5, que mostram a variação do risco de déficit para as regiões do Sistema
Interligado. O risco de déficit exprime percentualmente a quantidade de vezes em que
ocorreu desabastecimento do mercado durante a simulação do comportamento da expansão do parque hidrotérmico submetido às vazões de séries hidrológicas sintéticas referentes
a 2000 anos de operação.
1953
Figura 4. Comparação da Evolução dos Riscos de Déficit das Regiões Sudeste e
Nordeste em Simulações da Implantação de Programa de Inserção Incentivada de
Cogeração no Sistema Elétrico Interligado
SUDESTE - CENÁRIO "B" DE OFERTA MERCADO DE REFERÊNCIA
RISCO DE DEFICIT MEDIO ANUAL
NORDESTE - CENÁRIO "B" DE OFERTA MERCADO REFERÊNCIA
RISCO DE DEFICIT MEDIO ANUAL
7,00
25,00
6,00
20,00
15,00
4,00
(%)
(%)
5,00
3,00
10,00
2,00
5,00
1,00
-
-
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Com Cogeração
Original
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Cogeração - Sem Angra 3 - Belo Monte 2012
Com Cogeração
Original
Cogeração - Sem Angra 3 - Belo Monte 2012
Figura 5. Comparação da Evolução dos Riscos de Déficit das Regiões Norte e Sul em
Simulações da Implantação de Programa de Inserção Incentivada de Cogeração no
Sistema Elétrico Interligado
NORTE - CENÁRIO "B " DE OFERTA MERCADO DE REFERÊ NCIA
RISCO DE DEFICIT ME DIO ANUAL
SUL - CENÁRIO "B" DE OFERTA MERCADO DE REFERÊNCIA
RISCO DE DEFICIT MEDIO ANUAL
18,00
7,00
16,00
6,00
14,00
5,00
10,00
(%)
(%)
12,00
8,00
4,00
3,00
6,00
2,00
4,00
1,00
2,00
-
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Com Cogeração
Original
Cogeração - Sem Angra 3 - Belo Monte 2012
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Com Cogeração
Original
Cogeração - Sem Angra 3 - Belo Monte 2012
7. Conclusões
São viáveis e importantes as aplicações da cogeração em processos industriais e na área
de serviços como hotéis, hospitais e em outros estabelecimentos que consomem moderadamente energia sob a forma de calor (ou refrigeração) e eletricidade em volumes significativos; estas aplicações são também úteis para a expansão da infra-estrutura, alavancando
novas redes de gás e aliviando futuras expansões da redes de transmissão de energia elétrica. Da mesma forma, a avaliação da localização das gerações em pontos de maior necessidade de consumo, maior densidade populacional e de controle ambiental mais crítico
também constituem pontos positivos em um projeto de incentivo à maior participação da
cogeração na oferta do setor elétrico e uma forma mais eficiente de utilização da energia.
A necessidade do uso racional e eficiente da energia visando a alocação eficiente de
recursos, sob a perspectiva econômica, e a preservação do meio ambiente é amplamente
aceita como princípio. A cogeração conjuga amplamente este princípio, além de viabilizar a
faculdade de injetar quantidades significativas de energia no sistema interligado num horizonte de médio a longo prazo, como já ocorreu em vários países.
1954
Ao lado da investigação dos motivos da fraca penetração da cogeração, também é
importante se conhecer os horizontes de expansão desta modalidade de geração, avaliando-se potenciais e custos a serem praticados e finalmente indicar-se os setores que reúnem
melhores condições para sua implantação. Pode-se, desta maneira, organizar a
complementação da oferta dos grandes geradores com as ofertas advindas da cogeração,
buscando-se o estabelecimento de sinergias entre as duas modalidades de geração.
Para os usuários de sistemas de cogeração na indústria, no setor de serviços e entre
consumidores livres, enfim, a divulgação das conclusões do presente trabalho pode contribuir para a melhor compreensão das relações entre as geradoras e o mercado. O conhecimento das variações dos condicionamentos operacionais de geração dos vários segmentos
de cogeradores em complementação ao de grandes geradores, certamente poderá indicar
oportunidades de investimento.
A adoção de incentivos à expansão da oferta de cogeração não é uma análise trivial, uma
vez que estímulos muitas vezes socialmente justos podem impor custos adicionais a outros
setores da economia não envolvidos nesta expansão. Apoiando-se em exemplos do passado, no entanto, acredita-se que a prorrogação dos incentivos para acesso, com reduções
substanciais nas tarifas de transmissão e distribuição, viabiliza novas ofertas disseminadas
pela rede de transmissão, buscando sempre os contra-fluxos da energia no Sistema e desta
forma, reduzindo os programas de reforço destas redes.
Outra ferramenta de grande importância e que mostrou em passado recente (crise de
desabastecimento de 2001) sua eficácia é o apoio creditício aos programas de investimentos dos grupos empresariais interessados em autoprodução de energia elétrica.
Finalmente, deve-se ampliar o porte e o prazo de validade de programas como o
PROINFA de aquisição de energia de fontes eficientes como a cogeração. A existência
destas ferramentas de apoio fecha o leque dos programas de incentivos aqui enunciados e
confere consistência a uma ação integrada para aumentar a participação da cogeração no
parque de geração brasileiro, alocando combustíveis pouco agressivos à geração termoelétrica.
Conclui-se desta forma que a entrada da cogeração tem o poder de postergar investimentos no Setor Elétrico, podendo assumir ofertas termoelétricas a custos mais reduzidos
e com impactos no meio ambiente mais reduzidos. Da mesma forma, a adoção de um
programa de inserção incentivada de cogeração permitirá a reavaliação de projetos de
geração de grande impacto, como o da UNE Angra 3, de 1.300 MW e da UHE Belo
Monte, de 11.000 MW, podendo-se programá-los para períodos onde exista um maior
esclarecimento da real necessidade destes empreendimentos.
8. BIBLIOGRAFIA
PAULA, C. P. - GERAÇÃO DISTRIBUÍDA E COGERAÇÃO NO SETOR ELÉTRICO - AVALIAÇÃO
SISTÊMICA DE UM PLANO DE INSERÇÃO INCENTIVADA - Tese de Doutorado - PIPGE/USP,
Abril de 2004.
CCPE - Comitê Coordenador do Planejamento da Expansão dos Sistemas Elétricos - Plano Decenal de Expansão da
Geração 2003-2012. Brasília, Novembro de 2002.
NOGUEIRA, L.A.H. et al. - “Metodologia para Estimar o Potencial Técnico e Econômico de Cogeração”. Eletricidade
Moderna, Abril 1996.
FUPAI/EFEI - Notas de Aula do Curso Cogeração e Geração Distribuída. Itajubá, Junho, 2001.
1955
COELHO, S. et al. - “Levantamento do Potencial Real de Cogeração no Setor Sucro-alcooleiro”. In: IX Congresso
Brasileiro de Energia. Rio de Janeiro - 2002.
POOLE, A et al. - “Potencial e Viabilidade da Cogeração em Shopping Centers no Brasil”. Eletricidade Moderna, Maio
de 2000.
TOLMASQUIM, M.T. et al. - “Mercado de Gás Natural na Indústria Química e no Setor Hospitalar do Brasil”. Edições
Cenergia - COPPE/UFRJ, 2003.
TOLMASQUIM, M.T. et al. - “Potencial de Cogeração a Gás Natural - Setores Industrial e Terciário do Rio de Janeiro”.
Edições Cenergia - COPPE/UFRJ, 2003.
ÚNICA - “O Desenvolvimento do Mercado do Álcool e o Potencial para Geração Distribuída”. In: Seminário de
Cogeração e Geração Distribuída - INEE. Rio de Janeiro, Outubro de 2003.
PAULA, C.P. - EXPANSÃO DA OFERTA DE ENERGIA ELÉTRICA - ASPECTOS PRÁTICOS E
METODOLÓGICOS, COM ÊNFASE NA OPÇÃO TERMOELÉTRICA - Tese de Mestrado - PIPGE/USP - 1997.
PELLEGRINI, M.C. et al. - “Cogeração e a Regulamentação no Paradigma do Mercado da Indústria Elétrica”. In:
SNPTEE, XVI, Campinas, 2001 - ANAIS.
SILVA, A.M.B. - PERSPECTIVAS DE UTILIZAÇÃO DA COGERAÇÃO A GÁS EM EMPREENDIMENTOS
DO SETOR TERCIÁRIO DA REGIÃO METROPOLITANA DO RIO DE JANEIRO - Tese de Mestrado COPPE/UFRJ - 1997.
1956
GERAÇÃO DISTRIBUÍDA – UM ENFOQUE
ECONÔMICO DA VIABILIDADE
DE SUA IMPLANTAÇÃO
Alexandre Gomes Amendola1
Celso Barbosa Guimarães2
Sérgio Eduardo Fronterotta3
RESUMO
Quando se instala uma geração distribuída em sistemas de Distribuição, os demais segmentos acima do ponto de “injeção” percebem esta instalação como uma redução de
carga, aliviando toda a demanda solicitada por este sistema . A utilização da geração
distribuída se justifica quando o seu custo de implantação for menor ou igual ao custo
evitado no ponto de instalação, ambos anualizados e expressos em R$/kW ou R$/MWh .
Tal avaliação pode ser corretamente traduzida com o auxílio dos custos marginais de longo
prazo . O presente trabalho tem por objetivo apresentar uma metodologia que permite
realizar, de forma expedita, uma análise da viabilidade econômica da implantação de usinas
a célula de combustível . Ao final, o texto apresenta aplicações práticas para 2 importantes
Concessionárias brasileiras .
1. INTRODUÇÃO
Apesar de existir certa variedade de fontes de energia, trataremos, neste texto, apenas dos aspectos
relativos às usinas a células de combustível, injetada em um ponto do sistema de Distribuição .
Quando se instala uma geração distribuída em sistemas de Distribuição, os demais segmentos acima do ponto de “injeção” percebem esta instalação como uma redução de
carga, aliviando toda a demanda solicitada por este sistema .
1
Boa Vista Energia SA – [email protected] – End: Av. Cap. Ene Garcez 691 – Boa Vista –RR – Tel. 95-6211458
2
Boa Vista Energia SA – [email protected] – End: Av. Cap. Ene Garcez 691 – Boa Vista –RR – Tel. 95-6211407
Universidade Mackenzie – [email protected] – End: Rua da Consolação 896 – 8º and – Higienópolis –São
Paulo – SP – Tel. 11-32368335
3
1957
A implantação da geração distribuída se justifica quando o seu custo de implantação for
menor ou igual ao custo evitado no ponto de instalação, ambos anualizados e expressos em
R$/kW ou R$/MWh . Tal avaliação pode ser corretamente traduzida com o auxílio dos
custos marginais de longo prazo .
O presente trabalho tem por objetivo apresentar uma metodologia que permita realizar, de forma expedita, uma análise da viabilidade econômica da implantação de usinas
a célula de combustível .
1.1. Conceituação do Problema
Da mesma forma que as ações de DSM e de redução de perdas elétricas, o efeito
da instalação de uma geração distribuída em áreas atendidas por sistemas de distribuição é “percebido” pelos segmentos do sistema elétrico, localizados à montante do
ponto de instalação, como redução de carga. Em decorrência, esta instalação adia
investimentos e despesas anteriormente programados na expansão desses segmentos.
Os ganhos deste adiamento são os custos evitados, que são numericamente igual ao
custo de fornecer uma unidade adicional de carga no ponto da instalação. À medida
que se caminha ao longo do sistema elétrico, desde a geração até os consumidores
finais de baixa tensão, estes custos vão crescendo, pela sucessiva incorporação de novos segmentos. Uma boa medida para avaliar esses custos evitados são os custos
marginais de longo prazo, admitidos iguais aos custos incrementais médios de capacidade e de energia, que são calculados com base nos planos de expansão (capacidade) e
de operação (energia) dos sistemas à montante .
A viabilidade econômica da geração distribuída se justifica quando o seu custo for
menor ou igual ao custo evitado no ponto de instalação, ambos anualizados e expressos
em R$/kW ou R$/MWh.
Embora tenha caráter implícito de solução localizada, o que remete à necessidade de
informações mais detalhadas, a geração distribuída, abordada no presente trabalho, se
direcionou para um enfoque propositadamente médio para toda a área de concessão,
visando apenas proporcionar uma ordem de grandeza desta viabilidade.
É claro que, para as áreas onde a situação técnico-operacional dos segmentos à montante for mais crítica, com os níveis de qualidade de serviço violados, certamente a geração
distribuída será mais viável. Os custos marginais de um acréscimo de carga nestas áreas (=
custo evitado) poderão ter valores extremamente elevados, pois os programas de expansão destes segmentos, além de incorporarem o atendimento do crescimento do mercado,
deverão também considerar a necessidade da recuperação da qualidade do serviço. É
onde se justifica prioritariamente a instalação da geração distribuída. O contrário ocorrerá
para as áreas supridas através de sistemas “folgados”.
Para os efeitos dos cálculos desenvolvidos neste trabalho, limitou-se, em princípio, que
a instalação ocorra no barramento de baixa tensão das subestações distribuidoras, conforme Figura 1, a seguir.
1958
Figura 1 - Geração Distribuída
*(5$d­2
perdas
75$1605(3$57
perdas
Potência,Energia
perdas
&216802$%
)LJXUD,
Com isso, seriam “evitados” (deslocados) os custos da expansão dos segmentos desde
as subestações distribuidoras até a geração, conforme esquema abaixo. É claro que, em
tese, a geração distribuída possa ser instalada em qualquer ponto das redes de distribuição,
como, por exemplo, em alimentadores específicos.
Conforme mencionado, quanto mais se caminha em direção aos consumidores BT,
mais se viabiliza este tipo de geração em termos de R$/kW ou R$/MWh. No entanto, tem
que se verificar a sua praticidade técnica.
1.2. Os Custos Evitados
Desta forma, a potência gerada localmente para suprir parte (ou totalmente) o crescimento da demanda máxima atendida pelas SE’s distribuidoras, adiará investimentos a
serem feitos, não só, nos segmentos à montante, como também, nas próprias SE’s, (ampliações e/ou novas SE’s). Os ganhos deste adiamento equivalem ao custo marginal de capacidade (em R$/kW) até o ponto de instalação da usina, custo que é calculado com base nos
custos marginais de cada nível e na responsabilidade do kW evitado na Distribuição sobre
as demandas máximas das cargas “vistas” por cada segmento. Para a avaliação do impacto
da redução da demanda máxima ao nível da Distribuição nos custos de capacidade de
todos os segmentos à montante, é necessário então que se verifique a responsabilidade
desta redução nas demandas máximas de cada segmento e a sua participação no fluxo de
potência passante em cada segmento à montante. Para isso, são necessários conhecer-se as
curvas de carga nas SE’s distribuidoras e em cada um dos segmentos considerados e os
fluxos de potência interníveis, que são estabelecidos através de estudos de load-flow.
No presente trabalho, considerou-se que as demandas máximas fossem coincidentes, inclusive a da carga evitada na Distribuição, pois, em quase todos os segmentos, o período da
demanda máxima é sempre ditado pela carga da Distribuição. Em casos específicos localizados, no entanto, podem ocorrer diversidades entre os períodos dessas demandas máximas.
A responsabilidade para o estabelecimento do custo marginal de capacidade do kW
evitado na Distribuição resultou, então, apenas da avaliação dos fluxos interníveis.
A energia gerada localmente evitará a produção de energia pelas usinas dos segmentos à montante.
1959
Assim, sem considerar a melhoria de eficiência pela redução das perdas ( em potência
e em energia) nos sistemas de transmissão desses segmentos, o custo evitado de energia
será numericamente igual ao custo marginal de energia dos sistemas supridores e expresso em R$/MWh/ ano.
Para as redes de transmissão, repartição e distribuição não se calculam custos marginais
de energia .Dessa forma, o custo anual evitado pela instalação de uma usina a célula de
combustível nas subestações distribuidoras, será dado pela seguinte fórmula:
CEVC = CMCG+CMT+CMSE
(1)
CEVE = CMEG
(2)
onde:
CEVC - custo evitado de capacidade, em [R$/kW]
CEVE - custo evitado de energia, em [R$/MWh]
CMCG - custo marginal de capacidade de geração, em [R$/kW]
CMT - custo marginal de capacidade de transmissão, em [R$/kW]
CMSE - custo marginal de capacidade das SE’s distribuidoras, em [R$/kW]
CMEG - custo marginal de energia da geração, em [R$/MWh]
Para exprimir em conjunto CEVC e CEVE através de um valor anual, vem :
CEV = CEVC x 1000/(FC x 8760) + CEVE
(3)
em R$ / kWh
Ou:
CEV ‘ = CEVE x FC x 8760 / 1000 + CEVC
(4)
em R$/kW
2. ALGUNS RESULTADOS OBTIDOS
2.1 Custos Marginais de Distribuição dos Sistemas Supridores - CEEE
Os cálculos foram desenvolvidos (em estimativa preliminar) para a CEMIG e para a
CEEE (antes do desmembramento) . Tomou-se por base informações disponíveis na
ELETROBRÁS sobre os fluxos interníveis, conforme estabelecidos pelos Estudos de Custos
Marginais das Redes de Repartição e Transmissão, trabalho desenvolvido em 1999.
Foram, ainda, assumidos os custos marginais dos níveis, médios para as respectivas
Regiões Sudeste/Centro-Oeste e Sul, para a CEMIG e CEEE, respectivamente . Para
CEMIG, apresentaremos, apenas, os principais resultados .
Para CEEE, o custo marginal em R$ / kW-ano utilizou-se os seguintes valores :
A1 = 32
A2 = 48,3
A3 = 28,35
Para o nível A1, foram assumidos os custos marginais dos níveis, médios para a região
SUL . A Figura 2 mostra os fluxos em %, para a CEEE .
1960
Figura 2 – Os Fluxos entre Níveis Para a CEEE
&(((
Custos
Marginais nas Redes da Concessionária
0$5*,1$/&2676,187,/,7<1(7:25.6
,7$ , 3 8 R U (/ ( 7 5 2 6 8/
2 7,5%
E LE T R O S U L * ( 1 ( 5 $ 7 , 2 1
$ G*(1(5$7,21
eraç ão
4 5,4 %
7 2 ,4%
25,0%
*(1(5$7,21
G eração
54,6 % $$
10,1%
2,6%
75 ,8 %
O th ers ( 1 4,1 % )
'LVWULEXWLRQ
Nível da Distribuição
/HYHO
A4 + B
$%
Considerando os fluxos interníveis estabelecidos pelos estudos citados em , foram obtidos os seguintes valores para os custos marginais da demanda da Distribuição, passante
pelos segmentos de Transmissão e Repartição.
CEEE = 57,30 R$/kW-ano
Exprimindo estes valores em R$/MWh, vem:
CEEE = 10,06 R$ / MWh
Para a geração, foi adotado o valor de 40 R$/MWh, incorporando os custos
marginais de capacidade e de energia. Dessa forma, considerando esta hipótese de
fornecimento, resulta:
CEEE = 40 + 10,06 ≈ 50 R$/MWh
Caso se imagine o suprimento adicional por termelétrica a gás tipo Uruguaiana (30R$/
MWh), suprindo diretamente os sistemas dessas empresas, sem comprar de Furnas e nem
da Eletrosul, podemos obter :
CEEE = 30 + 10,06 ≈ 40 R$ /MWh
Outros resultados estão listados na Figura 3, a seguir .
1961
Figura 3 – Outros Resultados para a CEEE
Custo Incremental Médio
Horizonte: 8 anos
Fator de Carga:
55%
Taxa de Atualização: 10%
Período de 10 anos
CIMLP (R$/MWh)
16,37
Valor anualizado
2,46
CIMLP (R$/kW)
78,89
Valor anualizado
11,83
US$/MWh
US$/kW
2.1.1 Custos Marginais das SE’s de Distribuição
Com base nos programas de expansão para as SE’s de Distribuição da CEEE,
foram calculados os respectivos custos médios incrementais de longo prazo (CIMLP),
de acordo com a fórmula:
H
∑
t=1
I (t)
(1+a)t
CIMLP =
H ∆ M (t)
∑
t=1
(1+a) t
obtendo-se: CEEE = 79 R$/kW ou 16,37 R$/MWh .
Onde I (t) e ∆ M (t) são, respectivamente, o investimento e o acréscimo da carga (em
kW e MWh) no ano t . H é o período do plano de expansão considerado.
Anualizando-se CIMLP através de um fator = 15% (remuneração + depreciação +
despesas de operação e manutenção), resulta:
CEEE = 11,83 R$/kW ou 2,45 R$/MWh
1962
2.1.2 Custos nos sistemas a montante provocados pelo acréscimo de 1 kW adicional demandado pela Distribuição – CEEE
Assim, os custos marginais em R$/MWh dos segmentos à montante do ponto de
instalação da usina serão:
Hipótese I
CEEE = 2,45 + 50 = 52,45 ≈ 52,5
Hipótese II
CEEE = 2,45 + 40 = 42,45 ≅ 42,5
2.2 Resultados Importantes Para CEMIG
Os custos marginais em R$/kW-ano utilizados para os níveis foram os seguintes:
A0 = 51,0
A1 = 84,2
A2 = 41,7
A3 = 35,5
Para os níveis A0 e A1, foram assumidos os custos marginais dos níveis, médios para
a região SUDESTE/CENTRO-OESTE .
Considerando os fluxos interníveis estabelecidos pelos estudos citados em , foram obtidos os seguintes valores para os custos marginais da demanda da Distribuição, passante
pelos segmentos de Transmissão e Repartição.
CEMIG = 101,98 R$/kW-ano
Estas diferenças entre os resultados obtidos na CEEE e CEMIG se explicam
basicamente pela existência do sistema em nível A0 na CEMIG e pela discrepância
entre os valores do nível A1, considerados para as duas empresas como médias das
respectivas regiões.
Exprimindo estes valores em R$/MWh, vem:
CEMIG = 17,77
Para a geração, foi adotado o valor de 40 R$/MWh, incorporando os custos
marginais de capacidade e de energia. . Dessa forma, considerando esta hipótese de
fornecimento, resulta:
CEMIG = 40 + 17,77 = 57,77 ≈ 58 R$/MWh
Caso se imagine o suprimento adicional por termelétrica a gás tipo Uruguaiana (30R$/
MWh), suprindo diretamente os sistemas dessas empresas, sem comprar de Furnas e nem
da Eletrosul, vem:
CEMIG = 30 + 17,77 ≈ 48 R$ /MWh
1963
2.2.1 Custos Marginais das SE’s de Distribuição
Da mesma forma, com base nos programas de expansão para as SE’s de Distribuição
da CEMIG, foram calculados os respectivos custos médios incrementais de longo prazo
(CIMLP), de acordo com a expressão (5) .
Obteve-se, assim,
CEMIG = 200 R$/kW ou 41,6 R$/MWh
Anualizando-se CIMLP através de um fator = 15% (remuneração+ depreciação+despesas
de operação e manutenção), resulta:
CEMIG = 30,04 R$/kW ou 6,23 R$/MWh
2.2.2 Custos nos Sistemas a Montante provocados pelo acréscimo de 1 kW adicional demandado pela Distribuição
Assim, os custos marginais em R$/MWh dos segmentos à montante do ponto de instalação da usina serão:
Hipótese I
CEMIG = 6,23+ 58 = 64,23 ≈ 64,2
Hipótese II
CEMIG = 6,23 + 48 = 54,23 ≅ 54,2
3. ESTIMATIVA DE CUSTOS PARA AS USINAS A CÉLULA DE
COMBUSTÍVEL
As primeiras avaliações sobre os custos dessas usinas resultaram em valores que podem variar
entre 120 R$/kW e 1800 R$ / kW (adotou-se, 1US$ = R$ 1,20, devendo este valor ser revisto),
com vida útil entre 10 e 15 anos e já incorporando os custos anuais de combustível, atualizados.
Considerando a taxa de atualização de 10% e três hipóteses de vida útil (10, 13 e 15
anos), fator de capacidade de 70% e fator de carga de 55%, os valores anualizados em
R$/MWh estão apresentados na Figura 4, a seguir, em função das faixas dos custos das
usinas citados no parágrafo anterior.
Figura 4 - Valores Anualizados da Tarifa Para Vidas Úteis (10, 13 e 15anos)
100,0
80,0
RQ
DK 60,0
:
40,0
0
5
20,0
0,0
0
500
1000
1500
9DORU$WXDOGRV,QYHVWLPHQWR&RPEXVWtYHO
5N:
1964
2000
4. CONCLUSÕES
Levando em conta os resultados dos itens anteriores as hipóteses das diversas vidas úteis,
as usinas a células de combustível são viabilizadas para a CEMIG e CEEE se os valores atuais
dos seus custos forem, no máximo, iguais aos valores constantes da Figura 5, a seguir :
Figura 5 - Valores Anualizados da Tarifa Para Vidas Úteis (10, 13 e 15 anos)
VIABILIDADE DA GERAÇÃO
DISTRIBUÍDA
Limites do VALOR ATUAL do
Investim.+Combust.
Custos Marginais
T = 10 anos
T = 13 anos
T = 15 anos
1 100 R$ / kW
1 300 R$ / kW
1 375 R$ / kW
Hipótese II: 64,2 R$/MWh 1 325 R$ / kW
1 525 R$ /kW
1 625 R$ / kW
1 000 R$ / kW
1 075 R$ / kW
Hipótese II: 52,5 R$/MWh 1 075 R$ / kW 1 250 R$ / kW
1 325 R$ / kW
CEMIG
Hipótese I: 54,2 R$/MWh
CEEE - Sul
Hipótese I: 42,5 R$/MWh
875 R$ / kW
Apenas como referência geral admitindo uma vida útil de 15 anos para as usinas e custos
marginais dos sistemas (da geração até as SE’s Distribuidoras) de 43 R$/MWh - ano, a
viabilidade ficará comprovada para custo do investimento da usina (acrescido dos valores
atualizados dos custos anuais de combustível) até 1 100 R$/kW.
Como, na prática, o apelo à utilização de geração local será maior nas áreas com problemas de suprimento e, por isso, com custos marginais maiores, a viabilidade ficará garantida
mesmo para valores acima de 1100 R$/kW. Admitindo, por hipótese, um valor limite de
65 R$/MWh -ano para os custos marginais dos sistemas, o valor para a usina seria de 1
650 R$/kW, para 15 anos de vida útil.
1965
ANEXO I – O CASO CEEE
CUSTOS MARGINAIS DE TRANSMISSÃO+REPARTIÇÃO
CEEE
CUSTO MARGINAL NAS REDES DA CONCESSIONÁRIA (*)
&RPSUDV,7$,38 YLD(68/
&RPSUDV
27,5%
ESUL 3URGXomR
$
3URGXomR
45,4%
72,4%
2,6%
Produção1tYHO25,0%1tYHO
54,6%$$
10,1%
Outros ( 14,1%)
'LVWULEXLomR
1tYHO
$%
Custos Marginais no Nível:
A1 = 32,0 R$/kW.ano
A2 = 48,3 R$/kW.ano
A3 = 28,35 R$/kW.ano
1966
75,8%
Custo Marginal nas Redes de Transmissão da CEEE (“visto” pela Distribuição):
CMR’ =0,101*[48,3+0,454*32]+0,758*[28,35+0,724*32+0,25*(48,3+0,454*32)]=57,30
R$/kW.ano
Expressando em R$/MWh, vem:
CMR (R$/MWh) * FC*8760 = CMR’ (R$/kW-ano) *1000
Anual) @ 0,65
FC (Fator de Carga
CMR = CMR’ * 1000/(FC * 8760) = 10,06 R$/MWh
&(((
&8672,1&5(0(17$/0e',2'(/21*235$=2&,0/3
3URJUDPDGH,QYHVWLPHQWRVDQRV
)DWRUGH&DUJD$
7D[DGH$WXDOL]DomR
$QRV
$
%
*:K
4.412
4.706
4.954
5.214
5.465
5.770
6.080
6.401
6.734
$QRV
,QYHVW
8.434.190
5
10.253.150
6.617.600
600.000
1.200.000
1.400.000
2.300.000
1.500.000
0,55
0,1
'HOWD
(QHUJLD
*:K
'HOWD
'HPDQGD
*:
'HOWD
(QHUJLD
*:K
'HOWD
'HPDQGD
*:
9$
9$
9$
&,0/3
&,0/3
5
*:K
*:
50:K
5N:
7.667.445
267
0,055348504
28,75
138,53
8.473.678
205
0,042603666
34,20
164,79
4.971.901
196
0,040591895
31,63
152,39
409.808
171
0,035476723
25,67
123,68
745.106
190
0,039403116
21,66
104,34
790.264
175
0,03623611
19,17
92,36
1.180.264
165
0,034267523
17,72
85,37
699.761
155
0,032184265
16,37
78,89
3HUtRGRGHDQRV
CIMLP (R$/MWh)
CIMLP (R$/kW)
16,37
78,89
9DORU$QXDOL]DGR
9DORU$QXDOL]DGR
(*) - TENSÃO ≥ 69 kV.
1967
2,46
11,83
R$/MWh
R$/kW
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
28,75
34,20
31,63
25,67
21,66
19,17
17,72
16,37
ANEXO II – O CASO CEMIG
CUSTOS MARGINAIS DE TRANSMISSÃO+REPARTIÇÃO
CEMIG
CUSTO MARGINAL NAS REDES DA CONCESSIONÁRIA (*)
Produção
14,0%
86,0%
1tYHO1tYHO
$$
Produção
84,0%
Produção
8,3%
7,7%
6,2%
4,8%
1tYHO89,0%1tYHO
$$
77,04%
Outros
0,01%
'LVWULEXLomR
1tYHO
$%
22,95%
Custos Marginais no Nível (R$/kW.ano):
A0 = 51,0
A1 = 84,2
A2 = 41,7
A3 = 35,5
Custo Marginal nas Redes de Transmissão da CEMIG (“visto” pela carga da Distribuição) :
(*) - TENSÃO ≥ 69 kV.
1968
CMR’==0,7704*[41,7+0,84*5+0,077*(84,2+0,86*51)]+
0,2295*[35,5+0,89*(41,7+0,84*51+0,077*(84,2+0,86*51))+0,062*(84,2+0,86*51)]
= 101,98 (R$/kW.ano)
Expressando em R$/MWh, vem:
CMR (R$/MWh) * FC*8760 = CMR’ (R$/kW-ano) *1000
Anual) ≅ 0,65
FC (Fator de Carga
CMR = CMR’ * 1000/(FC * 8760) = 17,77 R$/MWh
&(0,*
&8672,1&5(0(17$/0e',2'(/21*235$=2&,0/3
3URJUDPDGH,QYHVWLPHQWRVDQRV
)DWRUGH&DUJD$
7D[DGH$WXDOL]DomR
0,55
0,1
$QRV
$
%
'HOWD
(QHUJLD
*:K
*:K
36196
37428
38955
40268
41497
42994
'HOWD
'HPDQGD
*:
[WUDSRODGRVSRUDMXVWDPHQWRDRVGDGRVGRSHUtRGR
$QRV
,QYHVW
5
38.913.000
68.917.000
80.212.000
63.795.000
90.893.000
49.895.000
73.703.000
38.035.000
35.570.000
14.945.000
'HOWD
(QHUJLD
*:K
'HOWD
'HPDQGD
*:
9$
9$
9$
&,0/3
&,0/3
5
*:K
*:
50:K
5N:
35.375.455
1.077
0,223593343
32,84
158,21
56.956.198
1.018
0,211328729
44,06
212,29
60.264.463
1.147
0,238119075
47,06
226,73
43.572.843
897
0,186134634
47,39
228,32
56.437.402
763
0,158387776
51,52
248,25
28.164.427
845
0,175387603
48,85
235,36
37.821.293
792
0,164449177
48,71
234,71
17.743.608
727
0,150854815
46,28
223,00
15.085.152
684
0,141894014
44,20
212,96
5.761.944
643
0,13355578
41,56
200,25
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
3HUtRGRGHDQRV
CIMLP (R$/MWh)
CIMLP (R$/kW)
41,56
200,25
9DORU$QXDOL]DGR
9DORU$QXDOL]DGR
6,23
30,04
R$/MWh
R$/kW
REFERÊNCIAS
[1] Rocha, M. C., “Custos Marginais de Sub-Transmissão e Distribuição – Relatório 2”, Rio de Janeiro, 1983
1969
32,84
44,06
47,06
47,39
51,52
48,85
48,71
46,28
44,20
41,56
USO DE BIOGÁS COMO
COMBUSTÍVEL ALTERNATIVO
EM MOTOR CICLO OTTO
Juliano de Souza1
Samuel N. M. de Souza2
Celso E. Lins de Oliveira2
Paulo R. M. Machado3
RESUMO
Em virtude do aumento no preço do petróleo, as pesquisas em busca de combustíveis
alternativos estão se intensificando cada vez mais. O Brasil possui grande disponibilidade de
biogás oriundo da digestão anaeróbia de resíduos no meio rural, do lixo urbano nos aterros sanitários e sistemas de tratamento de esgotos nos centros urbanos. Neste trabalho foi
avaliado em dinamômetro um motor de ciclo Otto, alimentado com biogás, levantando-se
as curvas características do motor para torque e potência. Primeiramente foram feitos
ensaios testemunhas, com três tipos de combustíveis: gasolina, biogás e gás natural, utilizando os sistemas comercialmente disponibilizados para estes combustíveis, para
servir de comparação com os demais ensaios. Em seguidas foram feitos ensaios para as
diversas combinações de ponto de ignição, mesclador de gases e taxa de compressão. Pela
análise dos resultados pode-se concluir que o melhor resultado de potência para o biogás
foi obtido quando utilizou-se a taxa de compressão 12,5:1, mesclador de gases longo e
ponto de ignição adiantado em 45°, pois nestas condições obteve-se a potência máxima,
superior ao original biogás.
Palavras-chave: Energia, Biomassa, Motor estacionário, Gerador.
M.S. Eng. Agrícola/ UNIOESTE-CCET-Mestrado em Engenharia Agrícola - UNIOESTE-CCET-Campus de Cascavel,
Rua Universitária, 2069 CEP 85814-110 Cascavel PR e-mail: [email protected]
1
2
Prof. Adjunto UNIOESTE-CCET-Mestrado Eng. Agrícola - e-mail:[email protected] e [email protected]
Prof. M.S. UFSM-DEM – Santa Maria/RS
3
1970
INTRODUÇÃO
O acesso à energia é base importante da existência humana, essencial à satisfação das
necessidades básicas. Porém a dependência mundial de combustíveis fósseis para a geração
de energia e suprimento da demanda sempre crescente, tanto nos países industrializados
como em desenvolvimento, ameaça a estabilidade ambiental da terra. A biomassa a principal fonte de energia limpa e renovável, reúne e transforma substâncias da natureza e as
converte em energia, sempre sob a regência do sol.
O processo de digestão anaeróbia, realizado em um biodigestor instalado numa
propriedade rural, além de reduzir a carga orgânica e gerar o biofertilizante, produz
também o biogás, que é uma mistura combustível constituída basicamente por metano
e gás carbônico. O biogás pode ser utilizado como combustível alternativo em motores de combustão interna acoplados a geradores de energia elétrica instalados em
áreas rurais.
Os motores a gás funcionam segundo os mesmos princípios dos motores diesel e gasolina, bastando apenas algumas modificações no sistema de alimentação, ignição e também
na taxa de compressão.
No Brasil há empresas que produzem e comercializam grupos geradores para utilização
do biogás, e sabe-se que algumas apesar de promoverem a alimentação do motor com
gás, consideram o rendimento deste baseado nas curvas de torque e potência do motor
com o combustível original, normalmente a gasolina.
O objetivo geral deste trabalho foi analisar o desempenho de um motor ciclo Otto,
utilizando biogás como combustível alternativo. Já os objetivos específicos foram analisar a influência das variáveis: ponto de ignição, taxa de compressão e o formato do
mesclador ar/combustível, nas curvas de torque e potência. O resultado destes testes
levaram a um maior conhecimento da influência destas variáveis sobre o desempenho do
motor, trazendo sugestões de adaptações para os motores já existentes como forma de
aumento de sua potência.
REVISÃO BIBLIOGRÁFICA
Biogás
De acordo com (ALMEIDA, 2002), o biogás contém em média 55 a 65% de gás
metano, 45 a 35% de gás carbônico, traços de gases sulfídricos e outros. Segundo (MIALHE,
1980) o gás metano, também conhecido como gás dos pântanos, é obtido por fermentação anaeróbia de esterco de curral, de palhas e de restos de vegetais e lixo. O gás assim
obtido é constituído por cerca de 2/3 de gás metano e 1/3 de gás carbônico.
O metano, principal componente do biogás, não tem cheiro, cor ou sabor, mas os
outros gases presentes têm um cheiro semelhante ao do ovo podre. O biogás é
composto por uma mistura de gases cujo tipo e percentagem, variam de acordo
com as características do tipo de resíduo e às condições de funcionamento do processo de digestão (BARREIRA, 1993 & SANTOS, 2000). A Tabela 1 mostra a composição típica do biogás.
1971
Tabela 1. Composição típica do biogás
Metano
CH4
50 a 80%
Dióxido de Carbono
CO2
20 a 40%
Hidrogênio
H2
1 a 3%
Nitrogênio
N2
0.5 a 3%
Sulfídrico e Outros
H2S, CO, NH3, O2
1 a 5%
Fonte: (CCE, 2000).
Motores de ciclo Otto alimentados com gás
Segundo (ZAREH, 1998), os motores a gás funcionam segundo os princípios dos motores diesel e gasolina. De fato, alguns motores a gás são motores diesel ou a gasolina,
convertidos para funcionar com gás. A conversão consiste em algumas modificações nos
sistemas de alimentação e de ignição e também na taxa de compressão. Os motores a gás,
de ignição por centelha, possuem uma eficiência volumétrica menor que o equivalente
motor com combustível de petróleo, pelo fato da adição de gás reduzir o volume de ar
aspirado. Contudo, a menor eficiência volumétrica é, geralmente, compensada pelo fato de
que os motores a gás conseguem funcionar com taxas de compressão elevadas, 12-13:1.
Isto é possível porque o poder antidetonante do gás está ligado ao número de metano, ou
seja, quanto maior a quantidade de metano maior será a resistência à detonação.
Segundo (MUÑOS et al., 2000), em ensaios realizados com motor Honda 270 cm3,
alimentado com biogás bruto e mantidos o ponto de ignição e a taxa de compressão da
gasolina, as curvas de torque e potência tiveram um decréscimo de 50% em relação ao
combustível original. (HUANGA & CROOKES, 1998) simularam biogás injetando metano
e gás carbônico em proporções diferentes em um motor de ciclo Otto. A quantidade de
gás que era injetada no motor era definida respeitando as proporções formadas nos
biodigestores. Definiram como sendo a melhor taxa de compressão 13:1 por atender a
todas as misturas. Para uma taxa de 15:1 em algumas composições, houve detonação.
Conforme (CAÑAVATE, 1988), a taxa de compressão não pode exceder a 12:1,
pois a composição do biogás não é constante, e isto pode levar à detonação em alguns
momentos. Já o ponto de ignição deve ser avançado, pois a velocidade de combustão
do biogás é mais lenta.
MATERIAIS E MÉTODOS
O motor utilizado na pesquisa foi um Volkswagen de fabricação nacional modelo Ap
1.8 L, que equipa diversas linhas de automóveis deste fabricante. Foi adquirido em uma
concessionária e mantém todas as configurações originais para avaliação com gasolina (ensaio testemunha).
Embora o objetivo do trabalho fosse determinar o rendimento de um motor de ciclo
Otto alimentado com biogás, utilizou-se também o gás natural como parâmetro de comparação, em função da existência de formas de purificação do biogás que fazem com que
este combustível fique com as suas características muito próximas a do gás natural.
1972
O experimento foi realizado no laboratório de motores de combustão interna do Centro de Tecnologia da Universidade Federal de Santa Maria. O laboratório de motores de
combustão interna é um dos mais antigos do Centro de Tecnologia e atende as disciplinas
profissionalizantes do Curso de Engenharia Mecânica.
O motor foi ensaiado em um dinamômetro de absorção hidráulica marca JM Motorpower,
modelo 800V. Sua capacidade de absorção máxima é de 476,6 kW, (648 c.v.) para uma
máxima rotação de 9999 rpm e um torque máximo de 50,99 daN.m (52 m.kgf). O freio
hidráulico possui um indicador analógico de torque acoplado a uma célula de carga. A
indicação do número de rotações é proporcionada por um de tacômetro digital (pick-up
magnético) de 0-9999 rpm. O motor foi ligado diretamente ao eixo da turbina hidráulica
(rotor) do dinamômetro através de um sistema composto por duas juntas universais do
tipo cardan para prevenir quaisquer desalinhamentos durante o teste. O dinamômetro de
absorção hidráulica permite que se imponham variações de carga passiva ao motor através
da abertura ou do fechamento de um registro hidráulico tipo globo instalado no console
do painel de comando do freio e da seleção do diâmetro do orifício de saída de água da
carcaça do mesmo.
Para determinação dos fatores de correção (redução) de potência, segundo o determinado pela Norma NBR 5484, foi utilizado um dispositivo para observação das temperaturas de bulbo seco (tbs) e de bulbo úmido (tbu) do ar atmosférico, tecnicamente
denominado de “psicrômetro de fluxo contínuo”. Este psicrômetro é um dispositivo
laboratorial, especialmente construído segundo as recomendações da ASHRAE, e que
vem sendo normalmente utilizado em experimentos que envolvam a determinação das
condições atmosféricas.
Para a determinação do consumo específico dos combustíveis (biogás e gás natural), foi
utilizado um anemômetro de fluxo, montado em um tubo de pvc. Este anemômetro
informava a velocidade do gás nas rotações definidas, para que posteriormente fossem
calculadas as vazões.
As variáveis foram definidas buscando-se aquilo que já existia no mercado e também
pesquisando outras escolas e outros pesquisadores. Algumas visitas técnicas a empresas que
trabalhavam com gás natural, entre elas a Petrobrás, também foram feitas. A tabela 2 mostra os parâmetros analisados no motor.
Tabela 2. Parâmetros analisados
*iVQDWXUDOYHLFXODU
%LRJiVVLPXODGR
&±Venturi curto
7- Taxa de Compressão 1 (Original – 8.5:1)
7- Taxa de Compressão 2 (12.5 :1)
3 – Ponto de Ignição Adiantado em 40° Apms
3 – Ponto de Ignição Adiantado em 45° Apms
3 – Ponto de Ignição Adiantado em 50° Apms
% - Venturi curto
% - Venturi longo
7- Taxa de Compressão 1 (Original– 8.5:1 )
7 - Taxa de Compressão 2 (12.5 :1)
3 – Ponto de Ignição Adiantado em 40° Apms
3 – Ponto de Ignição Adiantado em 45° Apms
3 – Ponto de Ignição Adiantado em 50° Apms
1973
Para cada tratamento foram feitas três repetições, com variações de 50 em 50 rpm, entre
3200 e 5000 rpm este intervalo foi definido tendo como critério a geração de curvas que
englobassem as rotações de torque máximo e de potência máxima.
RESULTADOS E DISCUSSÃO
As Figuras 1 e 2 apresentam as curvas de torque e potência do motor na condição original
biogás, original gasolina e original gnv (gás natural veicular), frente aos melhores resultados do
biogás e do gnv. Observou-se um ganho de torque e potência no motor utilizando taxa de
compressão 12,5:1 (T2), mesclador de gases longo (B2) e ponto de ignição adiantado em 45°
(P2). Como o gnv apresenta uma composição maior de metano frente ao biogás, os resultados foram melhores, com isso o uso de sistemas de obsorção de dióxido de carbono do
biogás pode contribuir para a obtenção de um combustível alternativo semelhante ao gnv.
Figura 1. Variação do torque do motor nas condições originais e após a conversão
P 1
DG HX
TU
7R 5RWDomRUSP Melhor resultado Biogás
Melhor resultado Gnv
Original Gasolina
Original Gnv
Original Biogás
Figura 2. Variação da potência do motor nas condições originais a após a conversão
N:
D LF
Qr RW
3 5RWDomRUSP
Melhor resultado Biogás
Original Gnv
Original Gasolina
1974
Melhor resultado Gnv
Original Biogás
Observou-se que o motor convertido com biogás pode produzir ma potência máxima
acima de 45 kW, podendo com isso ser acoplado a um gerador de 35 kVA, tornando uma
propriedade rural com disponibilidade de biogás, auto-suficiente em energia elétrica. O motor também pode ser acoplado diretamente a uma bomba para a irrigação da propriedade.
CONCLUSÕES
A maior potência do motor utilizado para o biogás foi obtida quando utilizou-se a taxa
de compressão 12,5:1, mesclador de gases longo e ponto de ignição adiantado em 45°,
pois nestas condições obteve-se a potência máxima 100% superior ao original biogás.
Os ganhos com a utilização do gnv em substituição ao biogás chegam a 15% na rotação
de 3600 rpm onde o motor vai gerar energia elétrica.
O ponto de ignição e taxa de compressão com os melhores resultados obtidos para o
biogás também são os mesmos utilizados com o gnv.
Agradecimentos
Agradeço ao CNPq (Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico)
pelo apoio financeiro para a realização desta pesquisa, segundo o processo: 478601/01-8.
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
ALMEIDA, F. A.; MELO, R. J. S.; VIDIGAL, R. C.; PEREIRA, E. M. D. Eficientização Energética da Fazenda
experimental PUC – Minas – Biodigestor de Baixo custo. In: 4° ENCONTRO DE ENERGIA NO MEIO RURAL.
Anais...CD ROM. São Paulo, 2002.
BARREIRA , P. Biodigestores: energia, fertilidade e saneamento para a zona rural. São Paulo: Ícone, 1993.
CANAVATE, O.J.;BAADER. W.; Biogás as fuel for internal combustion engines. Asae1988.
CCE – Centro para conservação de energia. Guia Técnico do Biogás. Ed. JE92 Projectos de Marketing Ltda, Algés,
Junho, 2000.
HUANG, J.; CROOKES,R.J.;Assessment of simuled biogás as a fuel for the spark ignition engine. Fuel Vol.77, nº 15,
pp. 1793-1801. Editora Elsevier science Ltda. 1998
MIALHE, L. G. Máquinas motoras na Agricultura. São Paulo: Ed. da Universidade de São Paulo, 1980. p. 202-203.
MUNÕZ, M; MORENO, F.; MOREA-ROY, J.; RUIZ, J.; ARAUZO, J.; Low heating value gas on spark ignition
engines. Biomass e bioenergy. Vol 18, pp 431-439, 2000
SANTOS, P. Guia Técnico de Biogás. 1° ed. Portugal: Je92 Projectos de Marketing lda, 2000.
ZAREH, A. Motores a Gás. Lubrificação, Rio de Janeiro, v. 81, n° 04 , p. 2-4, 1998.
1975
1976