Sistema Elétrico Brasileiro. Expansão Hidrotérmica

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1 Sistema Elétrico Brasileiro Expansão Hidrotérmica Leilões de Energia Elétrica Regionais e por Fonte Adriano Pires Abel Holtz Agosto 2012

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3 O CBIE - CENTRO BRASILEIRO DE INFRAESTRUTURA O CBIE é uma empresa de consultoria e informação especializada em serviços de inteligência e gestão de negócios no mercado de energia. Atua nos mercados de petróleo e seus derivados, gás natural, energia elétrica e fontes de energia renovável; considerando a interdependência existente entre estes mercados. Monitora continuamente os eventos do mercado, a economia, o cenário político, as decisões governamentais - em especial de órgãos reguladores - e outros fatores externos que possam afetar a dinâmica das indústrias de energia. Possui como vantagem comparativa a combinação única da experiência de profissionais no setor privado e público com o domínio dos fundamentos do mercado de energia.

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5 SUMÁRIO 1. Introdução Leilões de Energia Histórico dos Leilões Expansão da Oferta por Fonte e Localização Hidroelétricas Pequenas Centrais Hidroelétricas (PCH) Eólicas Solar Térmicas Biomassa Carvão Petróleo e Gás Natural Nuclear Expansão da Carga e Localização Subsistema Sudeste/Centro-Oeste (SE/CO) Subsistema Sul Subsistema Norte Subsistema Nordeste Balanço Estático Balanço Estático de Garantia Física no SIN Balanço Estático de Garantia Física Por Subsistema Subsistema Sudeste/Centro-Oeste (SE/CO) Subsistema Sul Subsistema Nordeste (NE) Subsistema Norte e Subsistema Acre/Rondônia Fatores Exógenos Licenciamento Ambiental Emissão de Gases do Efeito Estufa (GEE) Diminuição da Capacidade de Armazenamento dos Reservatórios Financiamentos Incentivos Fiscais Disponíveis Uso do Sistema de Transmissão Outros fatores Conclusões e Recomendações Referências Bibliográficas... 64

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7 Centro Brasileiro de Infraestrutura 1. INTRODUÇÃO Os leilões de energia elétrica para o atendimento da demanda do Ambiente de Contratação Regulada (ACR) consideram, exclusivamente, a variável preço, com o proclamado objetivo de assegurar a modicidade tarifária. Por essa razão, o tema leilões por fonte e por região tem sido suscitado, em diferentes fóruns e por agentes do setor. A discussão precisa ganhar mais consistência e profundidade, pois as vantagens competitivas do nosso país devem ser tratadas com competência estratégica e visão de longo prazo. O novo modelo do setor elétrico não maximiza a utilização das diversas fontes para a geração de energia elétrica, desperdiçando a diversidade e a localização dos recursos naturais disponíveis no território nacional. O Brasil possui um elevado potencial de geração de energia por usinas hidroelétricas (UHEs), principalmente na região amazônica, de reservas de gás natural inexploradas na região Sudeste, de ventos predominantes na região Nordeste e na Sul, de biomassa na região Sudeste/Centro-Oeste e de carvão na região Sul. No entanto, tais riquezas não estão sendo consideradas com a importância que deveria ser dada por um país independente e demandante de energia para seu desenvolvimento. Na atual configuração dos leilões, é notável o detrimento da participação de algumas das fontes de geração. Um exemplo é a restrição feita às térmicas a gás natural, que sofrem com a falta do combustível e, ao carvão mineral, que não tem conseguido participar dos certames, sob alegação de danos ao meio ambiente. Em paralelo, a participação das fontes hídricas tem sido influenciada pela dificuldade na obtenção de licenças ambientais, incluindo-se aí as Pequenas Centrais Hidroelétricas (PCHs). Além disso, as PCHs não são contempladas com benefícios fiscais e condições especiais de financiamentos, tal como a fonte eólica. Considerando estes aspectos, deveriam ocorrer mudanças na metodologia dos leilões, a fim de considerar questões como a variedade das fontes de energia e sua distribuição ao longo do território brasileiro e, com isso, definir a necessidade de critérios mais abrangentes do que os atuais. Dessa forma, será possível otimizar o potencial de geração de cada região e propiciar uma operação do sistema mais segura e distribuída. 8

8 Leilões de Energia Elétrica - Regionais e por Fonte 2. LEILÕES DE ENERGIA Desde 2004, o novo modelo institucional do setor elétrico brasileiro introduziu a prática de leilões de energia elétrica, comercializando energia no ACR, disciplinado pela Lei nº /2004 e pelo Decreto nº 5.163/2004. Tal prática estabelece que as distribuidoras comprem das geradoras a energia a ser vendida aos seus consumidores. Os leilões de energia são regulados pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) e promovidos pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) e, após sua realização, os agentes firmam contratos de compra de energia por prazos definidos, por meio do ACR. São diversas as modalidades de leilões realizados pela CCEE, dentre as quais estão: a comercialização de energia de fontes alternativas, os leilões de reserva, os leilões de energia nova, os leilões de energia elétrica de empreendimentos existentes e leilões de ajuste. Os leilões têm como objetivo assegurar o atendimento total da demanda de energia, definida pelas distribuidoras, sendo o critério de menor preço por Megawatt-hora (MWh) utilizado para definir as empresas ofertantes vencedoras. Nos leilões de energia elétrica, há um preço-teto estabelecido pelo governo para cada tipo de energia fornecida, segundo sua fonte (hidráulica, térmica, eólica, biomassa), com o objetivo de reduzir as tarifas para o consumidor final e promover a modicidade tarifária. Cabe ressaltar que utilizar exclusivamente o critério de contratação por preço ofertado no leilão tem se mostrado inadequado. O atual modelo não considera as externalidades, que somente serão mensuradas na formação do preço final da energia a ser pago pelo consumidor Histórico dos Leilões A metodologia dos leilões para a contratação de energia elétrica, definida pelo modelo de 2004, teve como objetivo, além da modicidade tarifária, assegurar a oferta de energia, de modo a não repetir o apagão ocorrido em Por este motivo, o modelo incentivou a contratação de projetos que assegurassem o suprimento energético, como as térmicas a óleo, principalmente no período até O histórico do montante nos leilões realizados desde 2005 pode ser visualizado no Gráfico 1. 9

9 1º º º º FAE º º 2007 Sto Antônio 2007 Jirau º Reserva º º º º Reserva 2009 Belo Monte º º FAE º Reserva º º Reserva º 2011 Leilão A MWmédios Centro Brasileiro de Infraestrutura Gráfico 1: Montantes de Energia Comercializada nos Leilões de Energia Nova Hidro Termo Eólica Termo Biomassa Nota: FAE - Fontes Alternativas de Energia. Fonte: CCEE, 2011 Do ponto de vista da composição da energia ofertada nos leilões de energia nova, destaca-se a redução da oferta de empreendimentos hidroelétricos nos últimos anos. Tal fato decorre, sobretudo, da rigorosa exigência de licenciamento ambiental para novos aproveitamentos de geração, resultando em aumentos dos custos e dificultando a competitividade da fonte. O grande número de condicionantes atrasa a obtenção das licenças, chegando a impedir a participação da fonte nos leilões. As PCHs também vêm enfrentando uma série de dificuldades econômicas, regulatórias e ambientais, que tem impedido sua contratação nos leilões de energia. A fonte, além de ter participação limitada nos leilões, devido às restrições ambientais, não é contemplada com condições especiais de financiamentos que os empreendimentos eólicos usufruem. Para compensar a redução da geração de energia hidroelétrica, seria necessário contratar mais energia termoelétrica. No entanto, a contratação de energia de empreendimentos termoelétricos tem sofrido com a falta do gás natural. As térmicas a carvão têm encontrado dificuldades até mesmo de participar dos leilões, já que o governo alega que tem priorizado a geração de energia por fontes renováveis. A fonte não tem sido contratada desde 2008 e o Plano Decenal de Expansão (PDE), do Governo, não contempla esse combustível na expansão da geração. 10

10 1º º º º FAE º º 2007 Sto Antônio 2007 Jirau º Reserva º º º º Reserva 2009 Belo Monte 10º º FAE º Reserva º º Reserva º Leilão 2011 Leilão A ,87 71,37 58,84 77,97 67,31 114,43 127,18 99,00 99,48 99,54 100,40 102,00 99,60 102,40 91,20 126,77 132,39 120,86 137,44 105,12 103,06 134,99 138,85 134,67 129,14 128,37 128,42 R$ 145,00 144,00 144,60 148,39 146,99 134,23 137,92 133,25 126,19 143,58 139,00 Leilões de Energia Elétrica - Regionais e por Fonte Ao observar os resultados dos leilões desde a implantação do novo modelo, presente no Gráfico 2, verifica-se que o preço da energia comercializada para o mercado cativo vem apresentando queda para quase todas as fontes, cumprindo o objetivo de modicidade tarifária. Destacam-se o preço da energia contratada de hidroelétricas e de eólicas, cuja queda acumulada atinge 20,3% e 29,2%, respectivamente. Gráfico 2: Preços Médios Nominais da Energia Contratada nos Leilões de Energia Nova Hidro Termo Eólica Termo Biomassa Nota: FAE - Fontes Alternativas de Energia. Fonte: CCEE, 2011 No caso da eólica, salta aos olhos a queda dos preços ofertados verificada nos últimos leilões de 2011, quando incentivos governamentais e a queda de custo dos bens de investimento do setor fizeram com que a fonte oferecesse preços menores aos de outras fontes. Após a sua entrada na matriz, a fonte eólica se firmou, alcançando um dos menores preços praticados no mundo. Cabe ressaltar que a entrada da energia eólica na matriz elétrica brasileira só foi possível após a realização de um leilão exclusivo para a fonte em Antes deste certame, não havia a possibilidade de que esta fonte competisse com as demais, por conta do preço de oferta da energia que, naquela ocasião, ainda era significativamente mais alto. O histórico dos leilões demonstra que os fatores apresentados têm influenciado a oferta e a contratação de energia nova nos leilões, promovendo o aumento da participação termoelétrica e da energia eólica e, por conseguinte, modificando a composição da matriz energética brasileira. 11

11 Centro Brasileiro de Infraestrutura 3. EXPANSÃO DA OFERTA POR FONTE E LOCALIZAÇÃO Estabelecido o histórico dos leilões, fica evidente que o critério menor preço retirou da competição outras fontes de geração de energia, que não a hidroelétrica e a eólica. Cabe, em seguida, consubstanciar o elevado potencial brasileiro existente, tanto no sentido de diversidade de oferta de energia primária, quanto de dispersão regional. O potencial hídrico remanescente encontra-se, sobretudo, na região norte, com mais da metade do total, a ser aproveitado. O eólico localiza-se na região nordeste e no sul, onde os ventos são mais intensos e regulares. O potencial de gás natural se verifica no sudeste e na Amazônia. O carvão mineral nacional, predominantemente, na região sul. A produção de biomassa se concentra na região sudeste, centro oeste e parte do nordeste, podendo ser ampliado, ao passo que a energia solar fotovoltaica pode ser utilizada em todo o território nacional, na forma de energia distribuída ou de forma concentrada na região nordeste, sobretudo no oeste da Bahia, onde a radiação solar é mais intensa. Figura 1 Localização do Potencial de Expansão por Fonte Fonte: CBIE,

12 Leilões de Energia Elétrica - Regionais e por Fonte Considerando a existência das várias fontes e sua distribuição ao longo das regiões no território nacional, apresenta-se em seguida o que pode ser viabilizado para produção e oferta de energia elétrica. Para a expansão da geração de energia elétrica, foram adotadas taxas de crescimento anuais para cada fonte energética, baseadas nos dados da Resenha Energética Brasileira do Ministério de Minas e Energia (MME), de maio de O Plano Decenal de Expansão de Energia (PDE) não foi utilizado por não contemplar a interação entre os agentes. De acordo com a Tabela 1, o cenário adotado demonstra que a geração de energia no país, permanecerá sendo realizada, majoritariamente, por usinas hidroelétricas. No entanto, a participação dessa fonte no total sofrerá redução, sendo complementada principalmente, por usinas térmicas a gás natural, óleo combustível, carvão e centrais eólicas. Tabela 1 Expansão da Geração de Energia Elétrica (TWh) Fonte Hidro Urânio Gás Natural Carvão Óleo Combustível PCH Biomassa Eólica Importação Itaipu Total Oferta Fonte: CBIE, O acréscimo de capacidade instalada está representado no Gráfico 3. O cenário apresentado considera que a demanda de energia crescerá 5% ao ano até Para tanto, será necessário adicionar aproximadamente 6,5 GW ao ano para atender esse crescimento. Dessa forma, a capacidade instalada no país terá de aumentar de 106,6 GW para 171,6 GW, uma expansão de 61%. As UHEs manterão participação significativa com 58% na capacidade instalada, seguidas por usinas termoelétricas (UTEs) a gás natural com participação de 14%. A capacidade instalada eólica representará 7% do total instalado no parque gerador em A capacidade instalada de térmicas a carvão, óleo combustível e biomassa em 2020, será de respectivamente 5%, 4% e 3%. 13

13 MW Centro Brasileiro de Infraestrutura Gráfico 3 Acréscimo de Capacidade Instalada Anual por Fonte Eólica Biomassa PCH Óleo Combustível Carvão Gás Natural Urânio Hidro Fonte: CBIE, 2011 A capacidade instalada hidroelétrica apresentará expansão de 33%, sendo adicionados 26,1 GW a fio d água, diante das maiores restrições ambientais, com destaque para as UHEs Santo Antônio (início de operação em 2012) e Jirau (2013), ambas no Rio Madeira e Belo Monte (2015), no Rio Xingu, que juntas serão responsáveis por aproximadamente 10% da capacidade instalada do Sistema Interligado Nacional (SIN) em As térmicas a carvão, gás natural, biomassa e óleo combustível terão expansão de, respectivamente, 434%, 131%, 86% e 71%. O cenário não considera a contratação de nova capacidade instalada em usinas térmicas a óleo combustível a partir de 2014, concentrando investimentos em térmicas a biomassa, gás natural e carvão. Como consequência, as térmicas convencionais aumentarão sua participação no total do parque gerador de 18% para 26%. Com relação à energia nuclear, estar-se-ia considerando a conclusão da usina termonuclear de Angra III em 2015, adicionando 1,4 GW ao parque nuclear, que corresponde a uma expansão de 40%. Dessa forma, a energia nuclear, manterá a participação de 2% da capacidade instalada no Brasil. A energia eólica apresentará expansão de 1.270%, adicionando 11,7 GW ao parque gerador, ampliando sua participação de 1%, em 2010, para 7% da capacidade instalada do país, em Tendo apresentado a expansão da geração de energia no horizonte decenal e o acréscimo da capacidade instalada por fonte de energia, será apresentado, a seguir, o potencial de expansão e a localização da oferta de cada fonte de energia. 14

14 Leilões de Energia Elétrica - Regionais e por Fonte 3.1. Hidroelétricas O Brasil possui um dos maiores potenciais hídricos do mundo para a geração de energia elétrica. De acordo com dados do Sistema de Informações do Potencial Hidroelétrico Brasileiro da Eletrobras, o potencial hidroelétrico brasileiro é de 243 GW, sendo apenas 36% ou 88 GW explorados, principalmente nas regiões Sul, Sudeste e Nordeste, conforme a Figura 2. Figura 2 Potencial Hidroelétrico Fonte: Eletrobras A maior parte do potencial hídrico remanescente encontra-se, na região Norte, onde se localiza uma das maiores florestas tropicais do planeta, a floresta amazônica. Por essa razão, implantou-se um clima desfavorável ao licenciamento de UHEs no país, sobretudo pela grande pressão ambientalista. A elevada pressão ambiental modificou o critério de definição do tamanho dos reservatórios das usinas hidroelétricas, trouxe maior severidade ao processo de licenciamento ambiental desses empreendimentos e incerteza crítica na expansão da oferta de energia por essa fonte, aumentando assim, a expectativa para a geração de energia por fontes renováveis, como as centrais eólicas. 15

15 MW Centro Brasileiro de Infraestrutura O Gráfico 4 apresenta a expansão da capacidade instalada hidroelétrica contratada e planejada para 2020, de acordo com o PDE, da Empresa de Pesquisa Energética (EPE). Da expansão contratada, observa-se que o acréscimo da oferta hídrica encontra-se, majoritariamente, na região Norte do país, caracterizado por meio de grandes UHEs, como as que estão sendo construídas no Rio Madeira, UHE Santo Antônio e UHE Jirau, no Rio Xingu, UHE Belo Monte e, no Rio Teles Pires, a UHE Teles Pires, que representarão aproximadamente 90% do total da expansão contratada. Gráfico 4 Acréscimo da Capacidade Instalada Hidroelétrica, por Região Fonte: EPE, Pequenas Centrais Hidroelétricas (PCH) As Pequenas Centrais Hidroelétricas (PCHs), usinas caracterizadas pela potência instalada entre 1 e 30 MW 1, foram as primeiras fontes alternativas a conquistarem espaço na matriz elétrica brasileira, por serem consideradas como soluções rápidas e eficientes na expansão da oferta de energia. Por serem usinas de pequeno porte, as PCHs apresentam-se como uma boa oportunidade para a expansão da oferta de energia elétrica no país, visto que causam menores 1 Em 1998, a Aneel com o objetivo de estimular o desenvolvimento das PCHs no Brasil, estabeleceu por meio da Resolução nº 394, quais aproveitamentos seriam caracterizados como PCHs. As usinas deveriam ter potência entre 1 e 30 MW e área inundada do reservatório para a cheia centenária de até 3,0 km². Posteriormente, o limite da área inundada foi aumentado para até 13,0 km², dependendo de variáveis como a área do reservatório, a potência instalada e a altura de queda bruta. Essa alteração permitiu que empreendimentos em áreas mais planas pudessem obter as vantagens concedidas às PCHs, viabilizando os empreendimentos. 16

16 Leilões de Energia Elétrica - Regionais e por Fonte impactos ambientais para sua implantação e por estarem, na maioria das vezes, próximas ao centro de consumo e, por conseguinte, terem menores custos de transmissão de energia. A geração de energia elétrica por PCHs foi amplamente incentivada pelo governo, principalmente após a crise energética de 2001, através de diversos incentivos regulatórios à construção dos empreendimentos, como a exigência de um Relatório Ambiental Simplificado 2, em substituição ao Estudo Prévio de Impacto Ambiental (EIA) e o Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA). Como consequência dos incentivos, grande volume de investimentos foi direcionado a empreendimentos de geração por PCHs. Porém a situação da fonte tornou-se menos favorável e, atualmente, o setor vem enfrentando uma série de dificuldades econômicas, regulatórias e ambientais. Os problemas relacionados à implementação das PCHs vieram à tona no leilão de energia A-3, realizado em agosto de Nenhum dos projetos ligados às PCHs foi negociado. A EPE habilitou 27 projetos com geração por PCHs, o equivalente a uma oferta de 443 MW de potência instada, a um preço médio inicial de R$ 102/MWh 3. Os vencedores do leilão foram as fontes eólicas e as usinas termoelétricas a gás natural, a primeira fonte foi altamente competitiva, fechando o leilão com preço médio de R$ 99,06/MWh. Dessa forma, apesar de as perspectivas de expansão da oferta de energia elétrica por PCHs serem positivas, tais usinas não tem conseguido competitividade nos leilões de energia. De fato, a contratação da fonte vem diminuindo a cada leilão e a competição entre diversas fontes em um mesmo certame é um dos motivos. De 2005 a 2011, um total de 25 PCHs, com potência instalada de 228 MW, foi contratado, ao passo que, somente em 2009 e 2010, 141 projetos eólicos, que somam MW, foram contratados. Além disso, os preços iniciais de negociação estabelecidos por MWh não refletem a real necessidade dos empreendimentos, que possuem elevados custos de construção. Cabe destacar ainda que, para participar de leilões, os empreendedores devem submeter à Aneel projetos básicos para as PCHs e aguardar a aprovação para buscar a habilitação. Já os projetos eólicos ou a biomassa limitam-se a apresentação de um estudo de viabilidade técnica à agência reguladora. A burocracia na aprovação de projetos que dependem de aprovação tanto da Aneel quanto do Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (IBAMA) e a morosidade na avaliação dos projetos faz com que anos sejam perdidos para a inicialização 2 Regulamentado pelo Conselho Nacional de Meio Ambiente (CONAMA) por meio da Resolução nº. 279, de 27 de junho de Preço-teto estabelecido a todas as fontes de geração hídricas participantes do leilão. 17

17 Centro Brasileiro de Infraestrutura dos projetos. Na Tabela 2 abaixo se verifica que, dos empreendimentos outorgados entre 1998 e 2012, 134 PCHs ainda não tiveram sua construção iniciada, sendo um dos motivos, a espera de liberação das construções pelos órgãos governamentais. Tabela 2: Situação das PCHs em 2012* Situação das PCHs Quantidade Potência Outorgada (MW) Em operação Em construção Outorgados entre 1998 e 2012 e com construção não inciada Nota: * Dados de julho de 2012 Fonte: Banco de Informações de Geração (BIG), Aneel,2012 Embora sejam classificadas como fonte alternativa, as PCHs não contam com os mesmos incentivos destinados à fonte eólica, como: isenção tributária, tratamento diferenciado na busca de financiamento do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES), bem como diferentes períodos de carência após a construção da usina, favorecendo as centrais eólicas. Além disso, o volume de empréstimos concedidos pelo BNDES às PCHs se reduziu ao longo do tempo. Em 2008 e 2009, a soma de empréstimos às PCHs atingiu R$ 1,4 bilhão, já em 2010, a quantia não ultrapassou os R$ 670 milhões. O advento dos empreendimentos eólicos e o destaque das grandes hidroelétricas, como Belo Monte, Santo Antônio e Jirau, vêm ofuscando a importância das PCHs e dificultando a evolução dos esforços direcionados a tais empreendimentos no passado recente. Os entraves ao desenvolvimento de novos projetos de geração por PCHs são prejudiciais ao setor e estão afastando investimentos, direcionados às fontes mais competitivas. Tal cenário é fruto da ausência de políticas de longo prazo e dos consequentes riscos regulatórios, que não asseguram rentabilidade adequada aos investimentos já realizados. O incentivo dado às pequenas usinas precisa ser sustentado para a manutenção da competitividade dessa fonte de geração, importante no suporte à crescente demanda energética do país. 18

18 Leilões de Energia Elétrica - Regionais e por Fonte 3.3. Eólicas Segundo o Atlas do Potencial Eólico Brasileiro, publicado em 2001, pelo Centro de Referência para Energia Solar e Eólica Sérgio de Salvo Brito (CRESESB), da Eletrobras/Cepel, o potencial de geração eólica brasileiro é de aproximadamente 143 GW a 50 metros de altura, conforme apresenta a Figura 3. O maior potencial ocorre no litoral da região Nordeste, com destaque para o estado do Ceará. Em seguida, estão os potenciais das regiões Sudeste e Sul. O potencial das regiões Nordeste, Sudeste e Sul é de respectivamente, 144,29 TWh/ano, 54,93 TWh/ano e 41,11 TWh/ano (Eletrobras/Cepel, 2001). Figura 3 Potencial Eólico-Elétrico Fonte: Aneel, 2008 Atualmente, existem no Brasil 73 usinas eólicas em operação, correspondentes 1,25% da potência do parque de geração brasileiro. A energia eólica tem apresentado elevado crescimento nos últimos anos, cuja capacidade instalada cresceu de 24,5 MW, em 2005, para 1.401,2 MW, em 2011, conforme mostra o Gráfico 5. Além disso, encontra-se em construção, 59 centrais eólicas, que adicionarão MW de potência ao sistema elétrico nos próximos anos. 19

19 Até Total acumulado MW Centro Brasileiro de Infraestrutura Gráfico 5: Adição Anual de Capacidade Instalada das Usinas Eólicas , , ,5 208,3 10,2 89,3 266,9 325,6 Fonte: Aneel, 2012 Diversos fatores proporcionaram a expansão das usinas eólicas nos últimos anos no país. O primeiro incentivo foi o Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA), instituído em 2003, com o objetivo de aumentar a participação de fontes renováveis na geração de energia elétrica. O Programa contratou um total de 3.299,4 MW, dos quais 1.422,9 MW foram provenientes de 54 usinas eólicas. Além do PROINFA, a realização de leilões específicos incentivou a contratação de centrais eólicas, como os leilões de fontes alternativas e o leilão exclusivo para a fonte, realizado em O segundo fator foi o incentivo concedido por meio de isenção de Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços (ICMS), Programa de Integração Social/ Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social (PIS/COFINS) e Programa de Formação do Patrimônio do Servidor Público (PASEP), descontos concedidos em uma época em que o preço de geração por usinas eólicas era muito elevado e a redução de custos era imprescindível para atrair investimentos no setor. O terceiro foi a entrada de grandes fabricantes de aerogeradores no país facilitada pela crise econômica mundial, que causou retração na economia de países com mercado eólico tradicionais na Europa e nos EUA, tornando o Brasil um destino atrativo para os investimentos. Dessa forma, a conjuntura macroeconômica atual aliada aos incentivos que o país tem promovido para a energia eólica levaram a um significativo ganho de competitividade para a fonte, possibilitando a redução do seu preço médio, que passou de R$148,39/MWh em 2009, para R$99,6/MWh no leilão A-3 e de Reserva, em O preço da energia eólica nesse leilão ficou abaixo das hidroelétricas e das térmicas, sendo um dos mais baixos praticados no mundo, fato que coloca em dúvida a real viabilidade econômica dos projetos. 20

20 Leilões de Energia Elétrica - Regionais e por Fonte Apesar do sucesso na contratação das eólicas nos leilões, há que se considerarem os riscos de operação dessa fonte, de geração sazonal e intermitente. Tais riscos remetem a necessidade de investir em geração de back up, representando custos adicionais, que não são considerados nos leilões de energia. Além disso, a utilização da energia eólica apresenta desvantagens, como a harmônica na rede, que resulta em um aumento das perdas com transporte e distribuição de energia elétrica e na degradação do funcionamento da maioria dos equipamentos ligados à rede e à limitação geográfica, visto que a maior parte do potencial se concentra na região Nordeste, onde os ventos são mais intensos e regulares. A consequência dessa limitação é o aumento relativo dos custos de geração pela fonte, já que a geração de energia eólica em outras regiões, com ventos menos regulares e intensos, fará com que as turbinas fiquem paradas por mais tempo, reduzindo seu fator de capacidade. Ressalta-se que os empreendimentos eólicos vencedores dos últimos leilões tem apresentado fator de capacidade inferior ao declarado inicialmente. De acordo com o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), de 20 parques que se conectam diretamente ao SIN, nos últimos 12 meses, 14 estão com fator de capacidade abaixo do estimado, com destaque para o Nordeste, onde das 13 usinas analisadas, 11 estariam nessa situação. Tal diferença ocorre por erro na medição e por ventos mais fracos que o esperado, fazendo com que o fator de capacidade seja menor (MENDES, 2012). Além disso, os projetos eólicos ainda sofrem com o atraso na implantação do sistema de transmissão de energia e com a limitação da capacidade dos órgãos ambientais estaduais em processar as licenças. Dessa forma, a contratação da fonte eólica para a geração de energia, deveria considerar os riscos de operação pela fonte, as limitações técnicas para sua geração, bem como aspectos econômico-financeiros, que poderão inviabilizar projetos e representar um obstáculo para a geração de energia Solar Por ter grande parte de seu território situado na zona intertropical, o Brasil possui posição privilegiada em termos de insolação. O índice médio anual de radiação solar no país, segundo o Atlas Solarimétrico do Brasil elaborado em 1998 pelo Instituto Nacional de Meteorologia (INMET) e pelo Laboratório de Energia Solar (LABSOLAR), pode ser visualizado na Figura 4. Como pode ser constatado, os maiores índices de radiação do Brasil encontram-se na região Nordeste, muito embora as regiões com menores índices de radiação também apresentem grande potencial de aproveitamento energético. 21

21 Centro Brasileiro de Infraestrutura Figura 4 Índice Médio da Radiação Solar Diária no Brasil Fonte: INMET e LABSOLAR, 1998 De acordo com o Atlas Brasileiro de Energia Solar, a média diária de radiação solar que incide sobre o território brasileiro ao longo de um ano é de 5,5 quilowatts-hora por metro quadrado (kwh/m 2 ), sendo que, em regiões como o oeste da Bahia, a média é superior a 6 kwh/m 2, índices equivalentes aos do Deserto do Saara. O Brasil possui elevado potencial de radiação solar incidente sobre seu território. No entanto, a geração atual de energia solar, tem apenas 1 MWp, oriunda da usina solar Tauá, no Ceará. A energia solar é uma fonte renovável e, possui como principal vantagem à possibilidade de produzir energia de forma distribuída, ou seja, perto de centro de consumo, sem a necessidade de linhas de transmissão. O mercado de energia solar deve ganhar maior visibilidade no país a partir de 2013, com plantas comerciais, projetos de pesquisa e a regulamentação da microgeração distribuída, com expectativa de alcançar 11 MWp e 36 MWp, respectivamente, em 2013 e Para 2013, prevê-se a entrada em operação de seis projetos-piloto com instalações comerciais ligadas a rede. 22

22 Leilões de Energia Elétrica - Regionais e por Fonte Dentre os projetos, encontram-se três estádios de futebol, em Brasília, Salvador e Belo Horizonte, a ampliação da Usina MPX Tauá, primeira usina solar comercial construída em 2011, de 1MW para 5MW, e plantas da Eletrosul e Cemig. No entanto, ressalta-se que a nova legislação de geração distribuída prevê o prazo de 240 dias para o estabelecimento dos procedimentos de conexão, o que deve atrasar a entrada em operação dos projetos citados. Além dos projetos listados, o Governo do Estado do Rio de Janeiro firmou parceria com a Light, chamado convênio Maracanã Solar, para captar a energia solar por meio de um anel fotovoltaico sobre a estrutura metálica do Maracanã. Essa energia será vendida e pode suprir o consumo de 240 residências. Com o objetivo de incentivar o desenvolvimento da energia solar, está sendo avaliada a possibilidade de realização de um leilão exclusivo para a fonte no futuro próximo. A EPE está elaborando um estudo sobre a inserção da energia fotovoltaica na matriz energética brasileira, avaliando quais os possíveis incentivos que poderiam ser dados para estimular a geração descentralizada, como isenção de impostos e formas de financiamento. O desenvolvimento da energia solar fotovoltaica nos próximos anos será influenciado principalmente pelo crescimento da geração distribuída, pela viabilidade econômica e financeira dos projetos, decorrente de políticas de incentivos tarifários e a redução nos custos de investimento dos módulos e, também, dos equipamentos adicionais, por conta dos ganhos de escala, aumentando a viabilidade da fonte. Apesar da expectativa de crescimento da energia solar fotovoltaica, a geração de energia por essa fonte apresenta os mesmos problemas da energia eólica, tendo uma geração de energia sazonal e intermitente e baixa eficiência do sistema de conversão da energia dos painéis fotovoltaicos, que varia dependendo do tipo de célula solar e gira em torno de 15%, muito menor quando comparado com a fonte eólica. Em adicional, outros desafios também precisam ser considerados, dentre os quais estão: o elevado preço dos painéis fotovoltaicos e a falta de uma regulação específica. Dessa forma, apesar dos elevados padrões de insolação em comparação aos níveis internacionais, indicarem perspectivas positivas para o desenvolvimento da energia fotovoltaica no Brasil, não se deve negligenciar as características particulares e as limitações técnicas da geração solar, para que seu crescimento não se traduza em perda de confiabilidade no sistema. 23

23 Centro Brasileiro de Infraestrutura 3.5. Térmicas Biomassa O Brasil é um dos principais produtores de cana-de-açúcar do mundo, sendo o setor sucroalcooleiro reconhecido como um dos mais eficientes. O bagaço é o principal produto gerado pela biomassa residual oriunda da cana-de-açúcar, devido seu potencial energético. O produto é utilizado para a geração de energia térmica e elétrica e para a produção de açúcar e etanol, podendo seu excedente ser comercializado para o SIN (EPE, 2011). Dessa forma, a partir da biomassa pode-se gerar energia elétrica e produzir biocombustíveis, como o biodiesel e o etanol. Atualmente existem 433 empreendimentos de biomassa em operação, com uma potência de aproximadamente MW, sendo que mais de 80% advém de bagaço de cana-de-açúcar. Além disso, 27 empreendimentos a biomassa entrarão em operação esse ano, adicionando 1.265,3 MW. Tal acréscimo representa um significativo reforço à capacidade instalada, que passará de 7.267,9 MW para 8.533,2 MW. Além disso, 52 empreendimentos, com MW, já obtiveram outorga da ANEEL. No entanto, nos próximos quatro anos, a fonte terá um acréscimo de capacidade instalada muito pequeno, de minguados 300 MW. A maior parte do potencial de biomassa a desenvolver se concentra na região Sudeste, Centrooeste e Nordeste, conforme apresenta a Figura 5. De acordo com o MME, o potencial da canade-açúcar tem crescido com o passar do tempo, passando de MW em 2005 para MW, em A principal característica do processo de expansão do setor foi o aumento da escala de produção das plantas industriais, proporcionada pelo crescimento da área plantada e pela expansão e modernização das plantas industriais (CASTRO et al, 2010). 24

24 Leilões de Energia Elétrica - Regionais e por Fonte Figura 5 Potencial de Biomassa Fonte: MME, 2006 O potencial técnico de geração de bioeletricidade nos próximos anos é bastante expressivo, relacionado, sobretudo, a demanda crescente por açúcar e etanol. A expansão do setor sucroenergético garantirá uma oferta crescente de biomassa advinda do resíduo da cana-deaçúcar (CASTRO et al, 2010). Dessa forma, a bioeletricidade vinculada à produção de etanol e açúcar tem condições excepcionais para representar papel estratégico na expansão do sistema elétrico nacional, devido ao seu elevado potencial, por sua complementaridade à hidroeletricidade, gerando energia nos meses mais secos do ano no Sudeste e, também, por permitir a distribuição próxima aos centros de carga, o que reduz os investimentos em transmissão de energia. A utilização da biomassa para a geração de energia elétrica tem crescido ao longo do tempo no Brasil, principalmente em sistemas de cogeração, conforme apresenta o Gráfico 6. 25

25 MWmédio Centro Brasileiro de Infraestrutura Gráfico 6: Geração de Bioeletricidade para a Rede Elétrica * Nota: *Previsão Fonte: UNICA e MME, 2011 As usinas do setor sucroalcooleiro têm comercializado energia elétrica no ACR e no Ambiente de Contratação Livre (ACL). O Governo Federal tem utilizado o ACR para alavancar a participação das fontes alternativas na matriz elétrica, por meio de leilões de energia elétrica e do PROINFA, onde se contratou 215 MW médios advindos de usinas de biomassa de cana-deaçúcar (EPE, 2011). Desde 2005, foram contratados nos leilões de energia aproximadamente 1,2 GWmédios de usinas sucroalcooleiras, com destaque para o leilão de reserva realizado em 2008 exclusivamente para biomassa, onde foram comercializados mais de 500 MWmédios. Apesar do grande potencial da cana-de-açúcar a desenvolver e das vantagens do uso da biomassa para a geração de energia, a fonte não tem conseguido ganhar de forma substancial os leilões, devido à falta de competividade. Os preços da biomassa nos leilões não têm alcançado patamares que asseguraram a viabilidade dos projetos, bem como não remuneram os investimentos para retrofit das usinas e sua interligação com a rede de transmissão. Dessa forma, caso não ocorram mudanças em prol do pleno aproveitamento do potencial de geração de bioeletricidade, principalmente na área de cogeração a bagaço de cana, até 2015, o acréscimo de capacidade instalada de bioeletricidade será muito modesto. Além da cana-de-açúcar, a utilização da biomassa de eucalipto também possui elevado potencial para a geração de energia, tanto por fornecer segurança no suprimento, já que pode ser colhido o ano todo, quanto pelas excelentes condições de cultivo em diversas regiões do Brasil, conforme apresenta Figura 6. 26

26 Leilões de Energia Elétrica - Regionais e por Fonte Figura 6: Área e Distribuição de Plantios Florestais com Eucalipto Fonte: ABRAF, 2012 Para tanto, faz-se necessário incentivar a produção de eletricidade a partir da biomassa, através de políticas de fomento. Em 2012, o BNDES aprovou o financiamento da primeira unidade de cogeração a vapor e de energia elétrica a partir do cavaco de eucalipto, possibilitando a inserção desse tipo de biomassa na matriz de geração elétrica Brasileira Carvão O Brasil possui, aproximadamente, 30 bilhões de toneladas de reservas de carvão, sendo que mais de 99% está localizado na região Sul do país, notadamente no estado do Rio Grande do Sul. Apesar de posicionar-se como o 10º país em reservas mundiais, essas representam apenas 1% do total. Atualmente existem no Brasil dez UTEs a carvão em operação, com uma capacidade instalada total de 1,9 GW, correspondentes a 1,6% da potência do parque de geração brasileiro. A Figura 7 apresenta a localização de algumas termoelétricas a carvão mineral. Segundo dados da Aneel, serão adicionados 1,4 GW de potência nos próximos anos com o início das atividades de três UTEs a carvão que estão sendo construídas. Entre as usinas a carvão que estão sendo construídas e que devem entrar em operação este ano as térmicas de Itaqui, no Maranhão, com potência de 360 MW, e de Energia Pecém I e Pecém II, com potência de respectivamente 720 MW e 360MW, no Ceará. 27

27 Centro Brasileiro de Infraestrutura Figura 7 - Localização das Termoelétricas a Carvão Mineral Fonte: Aneel, 2008 Apesar das reservas de carvão mineral no país, existe impedimento para a participação desse combustível nos leilões realizados pelo novo modelo do setor elétrico. A fonte não tem participado de leilões de energia desde o ano de 2008, e o PDE 2020 não contempla a expansão da capacidade instalada, por meio da utilização do combustível. O Governo alega que tem priorizado a geração de energia por fontes renováveis e, dessa forma, a fonte não tem conseguido participar dos leilões. Os agentes do setor argumentam que as termoelétricas a carvão mineral poderiam vender energia nos leilões do mercado regulado e serem competitivas com as outras fontes, caso esse tipo de empreendimento pudesse participar dos certames. Ademais, os empreendedores da área de carvão indicam como fundamental à sustentação de suas atividades a participação no Leilão A-5 de Dessa forma, o aproveitamento das imensas reservas de carvão disponíveis no Sul poderia acomodar a escassez de novos projetos de geração nessa região, evitando a construção de extensas linhas de transmissão para transportar a energia, e, aumentando a segurança 28

28 Milhões de barris Leilões de Energia Elétrica - Regionais e por Fonte energética. Em adicional, os avanços tecnológicos referentes à queima limpa de carvão contribuem decisivamente para a redução das emissões, favorecendo a utilização do combustível. Dentre as principais tecnologias de remoção de impurezas e de combustão eficiente estão: Caldeira de Leito Fluidizado, Filtro de Mangas e Utilização de Caldeira de Leito Fluidizado Circulante (CFB) e Substituição parcial do carvão por biomassa certificada Petróleo e Gás Natural As reservas brasileiras de petróleo e gás natural aumentaram significativamente desde a década de 1980, quando se iniciou a exploração da Bacia de Campos, no Rio de Janeiro, conforme Gráfico 7. Como resultado, verificou-se um aumento das reservas de 2,7 bilhões de barris de petróleo em 1989 para 14,2 bilhões de barris em 2010, com grande volume de gás associado. Gráfico 7 Reservas Provadas de Petróleo e Gás Natural Petróleo Gás Natural Nota: As reservas provadas da Camada Pré-Sal ainda não foram contabilizadas nas estatísticas da ANP. Fonte: ANP, 2011 Em 2007, a Petrobras anunciou a descoberta de uma grande jazida de petróleo e gás natural que se estende desde o litoral do estado do Espírito Santo até o de São Paulo, localizada na Camada Pré-Sal. Com o início da exploração e da produção da camada pré-sal, estima-se que a produção nacional de petróleo aumentará 219%, passando de 2,1 milhões de barris por dia (bpd) em 2010 para 6,7 milhões de bpd em Com relação ao panorama da geração termoelétrica utilizando derivados de petróleo, notadamente óleo combustível e óleo diesel, atualmente, existem no Brasil 886 centrais 29

29 Centro Brasileiro de Infraestrutura geradoras em operação, com uma capacidade instalada total de 7,1 GW, correspondentes a 5,8% da potência do parque de geração brasileiro, conforme mostra a Figura 8. Atualmente, existem sete empreendimentos em construção com potência de 1,1 GW e setenta e um empreendimentos com capacidade instalada de 5 GW obtiveram outorga na Aneel. Figura 8- Localização das Termoelétricas a Derivados de Petróleo Fonte: Aneel, 2008 Já em relação à geração de energia utilizando gás natural, o aumento da produção nacional do combustível propicia um ambiente seguro para o suprimento de futuras UTEs, permitindo a maior inserção dessas usinas no SIN. Atualmente, existem, no Brasil, 97 UTEs a gás natural em operação, com uma capacidade instalada total de 11,3 GW, correspondentes a 9,3% da potência do parque de geração brasileiro. Além disso, dezenove empreendimentos com capacidade instalada de 1,8 GW obtiveram outorga na Aneel, mas sua construção continua sem previsão. 30

30 Leilões de Energia Elétrica - Regionais e por Fonte Como parte da expansão da produção nacional, em março de 2011, a Petrobras iniciou a produção comercial de gás natural não associado no Campo de Mexilhão, no Pós-Sal da Bacia de Santos, localizado a 160 km do litoral de São Paulo. O campo terá capacidade para produzir até 15 milhões de mcd, sendo o campo com a maior produção do país. Além disso, foram construídos importantes terminais de Gás Natural Liquefeito (GNL), como o do Rio de Janeiro, com capacidade de 14 milhões de mcd e o do Ceará com 7 milhões de mcd e espera-se um aumento na distribuição de gás natural nos próximos anos, devido à construção do Terminal de Regaseificação de Gás Natural Liquefeito da Bahia (TRBA), com conclusão prevista para 2013 e capacidade para regaseificar 14 milhões de m³/d, e pela entrada em operação do gasoduto Lula-Mexilhão, com capacidade de transporte de até 10 milhões de m³/dia. A geração de energia elétrica a partir de derivados de petróleo ocorre por meio da queima dos combustíveis em caldeiras, turbinas e motores de combustão interna. Já a geração de energia elétrica a partir de gás natural é feita pela queima do combustível em turbinas a gás. No Brasil, onde a geração de energia elétrica é predominantemente hídrica, a utilização de derivados de petróleo é pouco expressiva no âmbito nacional. No entanto, esses combustíveis tem desempenhado papel importante no atendimento da demanda de pico do sistema elétrico, e, sobretudo, para o suprimento de energia elétrica a comunidades isoladas (ANEEL, 2002). Apesar da imensa quantidade de reservas provadas de petróleo e gás natural no país, ambos os combustíveis têm enfrentado inúmeros desafios, que impedem a expansão de sua oferta e sua utilização em térmicas para a geração de energia elétrica. Com relação ao petróleo, tem sido observada a falta de definição de políticas claras e transparentes para o setor, como o adiamento da realização das rodadas de licitação de blocos exploratórios e a indefinição quanto à questão da distribuição dos royalties de petróleo. A expectativa é de que a realização de uma nova rodada dos blocos ainda sob o modelo de concessão ou do modelo de partilha estará condicionada a uma solução para a questão da distribuição dos royalties. A falta de licitações de novos blocos exploratórios resulta na diminuição da área de exploração, que segundo a ANP, se reduziria de 320 mil km², no final de 2011, para 105 mil km², no final de 2012, caso nova rodada de licitação não ocorra. De forma semelhante, o gás natural também tem encontrado obstáculos que impedem sua contratação nos leilões de energia. Em 2011, apenas o Leilão A-3, realizado em 17 de agosto, contratou o combustível para uso em térmicas. O leilão teve trinta projetos termoelétricos a gás natural cadastrados, somando MW de capacidade instalada. Desses, somente dois projetos foram contratados, com um total de capacidade instalada de 1.029,1 MW. 31

31 Centro Brasileiro de Infraestrutura Já o Leilão A-5, realizado em dezembro de 2011, não teve nenhum projeto de gás habilitado. Por ser um mercado com integração vertical, e pelo fato de a maior parte da produção de gás natural se concentrar nas mãos de uma única empresa, a contratação dessas térmicas no leilão depende da disponibilidade do combustível, o que compromete o futuro da geração termoelétrica no país. Nesse contexto, o adiamento das licitações de novos blocos exploratórios impede a expansão da oferta e, por conseguinte, sua contratação nos leilões. A produção de gás natural no país será fortemente influenciada pela insuficiente malha de distribuição para escoar a produção do combustível, pela verticalização do mercado, impedindo a expansão do uso do gás natural e, pela produção de gás de xisto. A produção de gás de xisto pode modificar significativamente o mercado mundial de energia, aumentando a oferta de energia primária e reduzindo o preço do gás natural no mundo. O grande desafio para o Brasil será produzir o gás natural, com preços competitivos aos do mercado internacional. Além disso, a utilização do combustível da Camada Pré-Sal, a 300 km distantes da costa e aproximadamente metros de profundidade, imputa uma dificuldade de extração adicional, que dificulta sua competividade. Já a produção do petróleo será influenciada, principalmente, pelas definições de políticas para o setor, que permanecem indefinidas até a presente data. No entanto, é importante frisar que as térmicas possuem características importantes frente a um setor que vem expandindo principalmente em eólicas e hidroelétricas a fio d água. As eólicas e usinas a fio d água possuem geração intermitente, que depende das condições do tempo (ventos e chuva). Por outro lado, as hidroelétricas com reservatório de acumulação, possuem capacidade de armazenar água para gerar no momento de maior demanda ou em um período de seca. Dada a dificuldade de se licitar usinas com reservatório, faz-se necessário o aumento de usinas térmicas flexíveis, que assim como as hidroelétricas com reservatório, podem gerar nos momentos de picos de demanda ou condições hidrológicas desfavoráveis. Dessa forma, essa fonte deveria ser considerada no planejamento do setor para garantir a segurança energética e tarifas globais mais baratas. 32

32 Leilões de Energia Elétrica - Regionais e por Fonte Nuclear O Brasil apresenta elevada quantidade de reservas de urânio, minério utilizado como combustível nas usinas termonucleares. As reservas brasileiras são capazes de garantir o suprimento do combustível nuclear às usinas brasileiras, que poderão expandir-se nos próximos anos, segundo planos do Governo Federal. De acordo com a Indústrias Nucleares do Brasil (INB), o país registra a sétima maior reserva geológica de urânio do mundo, tendo evoluído de toneladas, em 1975, para , em 2007, que poderão ser ampliadas, pois os trabalhos de prospecção e pesquisa mineral só foram realizados em 25% do território nacional. Apesar de a produção do combustível nuclear utilizado nas usinas termonucleares brasileiras não ocorrer integralmente no território nacional, o Brasil possui o domínio tecnológico do processo, o que garante a autossuficiência no setor, caso o país necessite realizar todas as etapas para a produção do combustível. Em 2010, a Eletrobras Eletronuclear recebeu a licença para a construção da Usina Termonuclear (UTN) Angra III, caracterizando a retomada do programa brasileiro de energia nuclear para a geração de energia elétrica. De acordo com o PDE 2020, com relação à geração termonuclear, a expansão no período decenal se dará somente pela implantação desta usina, que possui capacidade instalada de MW e entrada em operação prevista para janeiro de 2016, aumentando o parque nuclear atualmente existente em 70%, de MW para MW. Vale destacar que em maio de 2012 o Governo afirmou que o país não deve construir mais usinas nucleares, até 2021, limitando-se à Angra III. Tal afirmação sinaliza que o PDE 2012 não deve incluir este tipo de fonte. Ressalta-se que o Plano Nacional de Energia PNE 2030 (elaborado pela EPE e MME) prevê a construção de pelo menos quatro novas centrais nucleares no país, uma vez que a Eletrobras Eletronuclear estuda possíveis sítios para a implantação de novos empreendimentos localizados nas regiões Nordeste e Sudeste. O objetivo é apresentar ao governo um mapa com 40 áreas prováveis para a instalação de novas usinas, cujo trabalho final foi adiado em decorrência do acidente ocorrido em março de 2011 na usina de Fukushima, no Japão, e deverá ser finalizado no segundo semestre de

33 Centro Brasileiro de Infraestrutura É importante considerar os benefícios da produção de energia nuclear, que utiliza insumos com expressiva densidade energética e apresenta, em condições normais de funcionamento, baixo impacto ambiental, emitindo baixa quantidade de Gases de Efeito Estufa. Há também a importância para a segurança energética, seja pela disponibilidade do combustível no país, bem como pelo elevado fator de capacidade destas centrais (superiores a 90%) e característica de despacho na base, cada vez mais importante no Brasil com a diminuição de capacidade de armazenamento das hidroelétricas. A Figura 9 apresenta a localização das centrais nucleares existentes, em construção e planejadas. Figura 9 Usinas Termonucleares Fonte: Aneel,

34 Leilões de Energia Elétrica - Regionais e por Fonte 4. EXPANSÃO DA CARGA E LOCALIZAÇÃO A carga de energia representa o requisito total de geração de eletricidade para o atendimento do mercado (consumo + perdas totais) (EPE, 2011). Diante da definição apresentada, faz-se necessário o dimensionamento de cada um dos itens que originam o valor da carga de energia do país, cujo entendimento e conhecimento são necessários ao planejamento do setor, o que inclui o suprimento de energia elétrica futuro e, consequentemente, os leilões. O consumo de energia elétrica na rede é determinado por uma série de fatores do campo demográfico, macroeconômico e setorial. Com a finalidade apresentar o arcabouço necessário à análise da carga de energia no Brasil, a Tabela 3 apresenta o consumo de energia elétrica na rede por subsistemas, no horizonte de 2011 a De acordo com os dados da Projeção da Demanda de Energia Elétrica para os Próximos 10 anos, realizado pela EPE e pelo MME, o subsistema Sudeste/Centro-Oeste (SE/CO) é o de maior participação no consumo total da rede. No entanto, é possível constatar que o subsistema Norte (N) terá maior ampliação da participação no consumo total, uma elevação de 2,1 pontos percentuais no período O subsistema Nordeste (NO) também apresenta um pequeno ganho de participação, que se dá a partir de E, o subsistema Sul (S) é o que apresenta menor expansão na participação do consumo de energia na rede, ao considerar a variação média do período. Tabela 3: Consumo de Energia Elétrica na Rede, por Subsistema (GWh) Período Norte Nordeste Sudeste/CO Sul SIN Sistemas Isolados Brasil Variação Média (% ao ano) ,7% 4,6% 4,3% 3,8% 4,7% -19,1% 4,4% ,0% 4,8% 4,0% 4,0% 4,2% 5,1% 4,2% ,9% 4,7% 4,2% 3,9% 4,4% -7,0% 4,3% Fonte: EPE,

35 Centro Brasileiro de Infraestrutura De posse dos dados de consumo, outro fator necessário à composição da carga de energia, são as perdas (e diferenças) totais observadas no sistema. Embora existam esforços para a redução das perdas, por parte das distribuidoras de energia elétrica, estudos avaliam que a redução deste índice apresenta resistência. No caso de uma projeção, há de se considerar ainda a permanência, mesmo que de forma reduzida, do consumo originado por furto de energia elétrica da rede. Outro fator influente no índice de perdas do período é a interligação de sistemas isolados ao Sistema Interligado Nacional (SIN), fato que pode elevar as perdas do sistema em um período inicial. Um exemplo, que deve ser considerado, é a interligação do sistema Tucuruí-Macapá- Manaus ao subsistema Norte, prevista para julho de A projeção de carga, aqui utilizada, considera a projeção de perdas apresentada pela Tabela 4. Tabela 4: Índice de Perdas do SIN e Subsistemas - % Período SIN Sul Sudeste/CO Nordeste Norte ,0 15,1 17,1 18,8 16, ,7 14,2 16,7 18,1 19, ,1 13,3 16,1 17,4 Fonte: EPE, ,1 A projeção do consumo de energia elétrica na rede somado às perdas compõe a carga de energia, importante elemento para a projeção do mercado de eletricidade. O planejamento da expansão do parque elétrico nacional envolve a projeção do dimensionamento da rede de transmissão, o conhecimento da distribuição espacial do consumo, dadas as limitações dos intercâmbios de energia possíveis entre os diferentes subsistemas elétricos interligados. Nesse sentido, é fundamental conhecer a alocação regional da carga de energia elétrica 4, conforme mostra o Gráfico 8. 4 É importante ressaltar que, por se tratar de uma projeção realizada pela EPE, esta pode sofrer alterações de acordo com os Procedimentos de Rede da ONS, incorporando as Revisões Quadrimestrais de Mercado e Carga, da ONS e EPE. 36

36 MWmédio Leilões de Energia Elétrica - Regionais e por Fonte Gráfico 8: Carga de Energia no SIN por Subsistemas Sudeste/CO SUL Nordeste Norte Nota: Considera a interligação do sistema Tucuruí-Macapá-Manaus, ao subsistema Norte, a partir de julho de 2013, e a interligação do sistema Boavista em junho de Fonte: EPE, 2011 Como é possível verificar, a carga de energia no SIN pode chegar a MWmédios em 2021, uma elevação de 52% em relação a carga de 2011, MWmédios. O subsistema SE/CO é o que possui maior participação da carga de energia total do SIN, em todos os anos do período analisado, de 2011 a No entanto, nota-se que embora expressiva, a participação do subsistema é decrescente, atingindo uma queda de 1,4 pontos percentuais em 2021, com relação a Já o subsistema Norte, de menor participação na carga total, é o que apresenta maior percentual de crescimento, de 2011 para A análise do potencial de expansão e da localização da carga por região possibilita o acompanhamento da evolução da demanda de energia. Sendo, portanto, adequada ao direcionamento da oferta aos locais em que a demanda de energia apresenta maiores taxas de crescimento. Tal fato pode ser realizado por meio da realização de leilões de compra de energia, que tenha como foco o suprimento energético regional, o que viabilizaria uma distribuição espacial desejável dos projetos Subsistema Sudeste/Centro-Oeste (SE/CO) O volume da carga de energia do subsistema SE/CO é o maior dentre os subsistemas do SIN. Conforme mostra a Tabela 5, ao longo do período em análise, verifica-se uma evolução crescente da carga, que parte de MW MWmédios, em 2011, para os MWmédios estimados para A maior variação anual da carga, de 4,9%, é verificada entre 2012 e

37 Centro Brasileiro de Infraestrutura Tabela 5: Carga de Energia com seus Acréscimos Anuais(em MWmédio) e a Variação (%) Subsistema SE/CO Carga de energia Acréscimos anuais Variação anual - 4,5% 4,9% 4,3% 3,7% 3,8% 3,9% 4,0% 4,0% 3,9% 3,8% Fonte: EPE, 2011 Como pode ser observado, o subsistema SE/CO é o maior centro de carga do país, pela alta concentração populacional e setorial. A demanda energética do SE/CO é atendida em grande parte pela geração hidroelétrica, dada à concentração de usinas deste tipo na região. Tal condição faz com que este subsistema seja um importador de energia dos demais subsistemas, para fins de complementariedade hidrológica, no suprimento da demanda. Portanto, para este subsistema, deve-se realizar um planejamento adequado de forma a manter o equilíbrio entre a demanda crescente de energia elétrica e a oferta. Nesse sentido, é relevante a ampliação das interligações inter-regionais e o planejamento de leilões de energia voltados ao suprimento das necessidades futuras desta região. Considerando a realização da interligação regional, uma alternativa à ampliação da oferta de energia para o subsistema SE/CO, seria a importação da produção excedente das UHEs do subsistema Norte. Como exposto adiante, a região terá sobra de energia, além de concentrar a maior parte do potencial hídrico. Outra forma de suprir o subsistema seria a construção de UTEs a gás natural, com combustível oriundo da Bacia de Santos, e o uso das usinas a biomassa e seu retrofit. Dessa forma, a complementariedade energética desses tipos de fonte, além de suprir a carga crescente, pode dar suporte a eventuais ocorrências no sistema de transmissão. Sendo assim, verifica-se que as alternativas viáveis para o a expansão do suprimento à carga consolida a necessidade de leilões por fontes neste subsistema Subsistema Sul A participação da carga de energia do subsistema Sul na carga total do SIN permanece estável ao longo do período. Entretanto, o desempenho individual do subsistema Sul é caracterizado por aumentos graduais da carga de energia de 2011 a 2021, atingindo no fim do período MWmédios. Como é possível verificar na Tabela 6, a maior variação anual da carga de energia, de 4,1%, é verificada de 2016 para 2017, quando a carga passa de para MW médios. 38

38 Leilões de Energia Elétrica - Regionais e por Fonte Tabela 6: Carga de Energia com seus Acréscimos Anuais(em MWmédio) e a Variação (%) Subsistema Sul Carga de energia Acréscimos anuais Variação anual - 3,0% 3,6% 3,6% 3,6% 4,0% 4,1% 3,8% 3,8% 3,7% 3,6% Fonte: EPE, 2011 O subsistema Sul é o que apresentará maior problema no suprimento da carga, pela escassez de novos projetos de geração na região. Portanto, em termos de planejamento energético, deve-se considerar que na Região Sul não há possibilidades de construção de novas hidroelétricas de grande porte, restando, como opção a implementação de geração eólica, de PCHs e de térmicas a carvão. A construção de UTEs a carvão para o suprimento da carga de energia é uma opção a ser considerada, diante das imensas jazidas do combustível existente na região. Além disso, a utilização destas UTEs não implicaria em emissão de grandes volumes de Gases de Efeito Estufa (GEE), questão ambiental que atualmente restringe a participação da fonte na matriz energética brasileira. Isso porque o desenvolvimento técnico/tecnológico 5 deste tipo de usina vem possibilitando a redução da emissão de GEE oriundos da geração energética por essa fonte. Tal fato, não ampliaria o efeito dos GEE com origem na geração de energia no Brasil, que é de apenas 1,5% do total. Para o adequado suprimento futuro da carga energética no subsistema Sul, as considerações expostas reforçam a ideia da necessidade de leilões de energia regionais e por fonte. Outra iniciativa em prol do suprimento do subsistema é o aprimoramento da malha de transmissão de energia inter-regional, visto o potencial de importação de energia elétrica da região Subsistema Norte Como mostra a Tabela 7, o subsistema Norte apresenta um significativo incremento da carga de energia no biênio , equivalente a, respectivamente, 885 e 896 MWmédios. Após essa elevação de patamar, os acréscimos anuais de energia ficam em 280 MWmédios, em média. O crescimento verificado no subsistema Norte, sobretudo a partir de 2013, deve-se a interligação das cargas do sistema isolado pela Linha de Transmissão Tucuruí-Macapá- Manaus ao SIN. Vale ressaltar que, nesta projeção não foram consideradas as ampliações ou aumento da capacidade produtiva da indústria de alumínio primário instaladas nos estados do 5 Alguns exemplos de processos e equipamento que possibilitam padrões de desempenho tecnológico e ambientais mais eficientes na emissão de GEE por geração termoelétrica são: dessulfurizadores, queimadores de baixo NOx, desnitrificadores e equipamentos para retirada de material particulado desde o início da operação comercial. 39

39 Centro Brasileiro de Infraestrutura Pará e Maranhão. A desconsideração deste item decorre do elevado custo da energia elétrica, o que prejudica a competitividade industrial no país e reduz a produção das indústrias, segundo sinalizou, neste caso, a Associação Brasileira de Alumínio (ABAL). Tabela 7: Carga de Energia com seus Acréscimos Anuais(em MWmédio) e a Variação (%) Subsistema Norte Carga de energia Acréscimos anuais Variação anual - 6,1% 20,5% 17,2% 5,9% 3,1% 3,5% 3,7% 5,0% 4,2% 3,1% Fonte: EPE, 2011 Paralelo à expansão da carga, o subsistema vem apresentando um elevado potencial de expansão da oferta energética, em decorrência da notável expansão dos projetos de geração, sobretudo hidroelétricos, na região Subsistema Nordeste O subsistema Nordeste apresenta um pequeno ganho de participação na carga de energia do SIN, como mostra a Tabela 8. Tabela 8: Carga de Energia com seus Acréscimos Anuais(em MWmédio) e a Variação (%) Subsistema Nordeste Carga de energia Acréscimos anuais Variação anual - 3,8% 4,6% 5,0% 4,4% 4,4% 4,8% 4,9% 4,6% 4,5% 4,9% Fonte: EPE, 2011 É importante destacar que as mudanças de cenário econômico, sobretudo com relação ao setor industrial nos quais se destacam o consumo energointensivo, como é o caso das industriais de alumínio primário e de soda-cloro, têm um impacto importante no consumo de eletricidade na indústria e na carga de energia do SIN. Diante de disso, vale lembrar nessa projeção considerou-se a desativação da planta da Novelis do Brasil em Aratu (BA), com a retirada de cerca de 100 MWmédio da carga do SIN no Nordeste. Para o atendimento da carga de energia do subsistema Nordeste, além da melhor integração entre os subsistemas para fins de complementariedade, verifica-se a viabilidade de projetos hidroelétricos, termoelétricos e eólicos, contratados em recentes leilões de energia, que expandirá a capacidade de geração da região. Nesse sentido, o aperfeiçoamento da integração regional dos sistemas permitirá que o Nordeste, diante da ampliação da oferta futura, possa se tornar um exportador de energia aos subsistemas deficitários. 40

40 Leilões de Energia Elétrica - Regionais e por Fonte Como foi possível verificar, a carga de energia de todos os subsistemas deve evoluir positivamente. Diante desta constatação, cabe verificar a projeção da oferta de energia, para que seja realizado o planejamento adequado ao suprimento da carga verificada. A projeção da oferta energética favorável de algumas regiões exige o planejamento de uma ampliação da interligação entre as regiões para a importação/exportação de energia no SIN. A avaliação do balanço estático possibilita verificar o comportamento da oferta e da demanda de energia em cada subsistema para posterior planejamento. 41

41 Centro Brasileiro de Infraestrutura 5. BALANÇO ESTÁTICO O balanço estático consiste em um modelo quantitativo simplificado, que indica a oferta estrutural de energia elétrica e os requisitos do Sistema Interligado Nacional (SIN). Este modelo é constituído através da comparação entre a energia assegurada disponível e os requisitos de carga própria de energia (demanda efetiva), mas as reais condições operativas do sistema não são consideradas. Para tanto, considera-se o SIN em transmissão plena (sem restrições entre os subsistemas), não se considera os intercâmbios entre subsistemas ao longo do ano e a redução de disponibilidade de energia das usinas hidráulicas em situações hidrológicas desfavoráveis. A realização do balanço estático considera um Cenário de Referência (CR), reflete as condições mais representativas do SIN e toma por base as premissas de oferta e mercado adotadas no Programa Mensal da Operação Energética (PMO), da data inicial da análise. A oferta prevista para o CR leva em conta os empreendimentos contratados nos Leilões de Energia Elétrica, contemporâneos ao período avaliado. Para a projeção da oferta de energia, no horizonte de planejamento da operação energética no SIN 6, utiliza-se a energia contratada nos leilões já realizados para suprimento do período e a realização de novos leilões podem ser incorporados, dada a ampliação da oferta proporcionada. Evidencia-se aí a importância dos leilões para contratação de energia no planejamento energético do país. Vale destacar que os dados do balanço estático utilizados nesta seção fazem parte do Plano Anual da Operação Energética (ONS, 2011). Consequentemente, os valores da carga apresentam uma pequena diferença com relação à seção anterior, na qual foi utilizada uma projeção mais recente, realizada pela EPE e pelo MME, que contempla apenas a demanda. Para fins de comparação, optou-se por utilizar aqui, todos os dados provenientes da mesma fonte bibliográfica. Este balanço estático utiliza-se da carga projetada no horizonte do PDE , a oferta de energia do SIN utilizada como lastro físico nos contratos de comercialização de energia, as garantias físicas dos leilões de reserva e as disponibilidades máximas de energia de usinas eventualmente ainda não contratadas. Portanto, no caso utilizado aqui, serão considerados os empreendimentos contratados para entrega de energia até 2015, neste caso referem-se a certames realizados em 2010, a saber: o Leilão A-5 da UHE Belo Monte (20/04/2010), o 2º Leilão de Fontes Alternativas (26/08/2010), o 6 O horizonte de planejamento abrange os cinco anos à frente da data de início da análise. 42

42 Mwmédio Leilões de Energia Elétrica - Regionais e por Fonte 3º Leilão de Energia de Reserva (26/08/2010) e o 10º e 11º Leilões de Energia Nova - A-5 (30/07 e 17/12/2010, respectivamente) 7. Além disso, o balanço estático de energia possibilita vislumbrar um indicativo de sobras ou deficits no sistema. Tais informações viabilizam a análise e tomadas de decisões importantes para suprir as possíveis necessidades do SIN. Dessa forma, pode-se planejar a necessidade de realização dos leilões para a contratação de energia, com a finalidade de prover o sistema nos próximos anos Balanço Estático de Garantia Física no SIN O balanço estático, apresentado no Gráfico 9, compara a oferta de energia do SIN, utilizada como lastro físico nos contratos de comercialização de energia, as garantias físicas dos leilões de reserva e as disponibilidades máximas de energia de usinas, eventualmente, ainda não contratadas, no horizonte de planejamento da operação energética no SIN, de 2011 a Verifica-se que, até 2015, a maior parte da energia elétrica ofertada será de fonte hidráulica, cerca de 60%, seguida pela fonte térmica que apresenta um leve aumento de participação na oferta de energia a partir de Gráfico 9: Evolução da Oferta Estática e da Carga 2011/ UHE UTE PCHs, PCTs e UEEs Importação de Energia - Itaipu Carga Nota: A oferta considera a interligação do Sistema Manaus/Macapá ao SIN a partir de janeiro/2013 Fonte: ONS, Notando que a ocorrência de leilões para contratação de energia dentro do período de análise podem alterar as projeções. 43

43 Centro Brasileiro de Infraestrutura Cabe destacar que as condições iniciais de armazenamento vêm assumindo importância crescente nas avaliações das condições de atendimento no SIN, tendo em vista a perda gradual da regularização plurianual dos reservatórios. Esta perda se deve ao crescimento da carga sem a equivalente incorporação de novos projetos de oferta hidroelétrica com reservatórios de regularização de porte significativo. A Tabela 9 apresenta, com detalhes, o Balanço Estático de energia para o SIN considerando o Cenário de Referência (CR). Dessa forma é possível verificar, por meio da diferença entre a oferta e a carga, que existem sobras de energia, em todo o período, sendo o ano de 2013, responsável por um balaço de MWmédio, valor impactado sobretudo pela maior participação de energia gerada por termoelétricas na oferta total. Tabela 9: Balanço Estático de Energia para o SIN MWmédio Cenário de Referência (CR) SIN - Oferta PEN UHE Total UTE Total PCHs, PCTs e UEEs Importação de Energia (Itaipu 50 Hz) Oferta Total Carga Balanço LER (1º, 2º e 3º) Balanço com LER Fonte: ONS, Balanço Estático de Garantia Física Por Subsistema O Gráfico 10 permite visualizar o resultado do balanço estático de garantia física para o SIN e para cada subsistema - Sul, Sudeste/Centro-Oeste, Norte, Nordeste e Acre/Rondônia, considerando a disponibilidade de energia dos leilões ocorridos até 2010, para o Cenário de Referência (CR). Nota-se que os subsistemas Nordeste, Norte e Acre/Rondônia apresentam balanço positivo todos os anos em análise, enquanto o subsistema Sul apresenta balanço negativo em todo o horizonte. O subsistema Manaus/Macapá apresenta balanço negativo a partir de 2013 e o Sudeste/Centro-Oeste a partir de

44 Leilões de Energia Elétrica - Regionais e por Fonte Gráfico 10: Balanço de Energia MWmédio - CR Notas: 1) O Sistema Manaus/Macapá é integrado ao SIN a partir de janeiro/2013; 2): O Subsistema Sudeste/Centro-Oeste inclui as usinas do rio Teles Pires; 3) O Subsistema Acre/Rondônia inclui as usinas do rio Madeira; e 4) O Subsistema Norte inclui a usina Belo Monte Complementar. Fonte: ONS, Subsistema Sudeste/Centro-Oeste (SE/CO) O subsistema SE/CO, conforme mostra a Tabela 10, possui um balanço negativo a partir de No entanto, a inserção da energia contratada no 1º, 2º e 3º Leilão de Energia de Reserva (LER), garante ao balanço da região sobras de energia até 2013, ficando 2014 e 2015 com deficits de e MWmédios, respectivamente. Tabela 10: Balanço Estático de Energia para o SE/CO (MWmédio) CR SE/CO - Oferta PEN UHE Total UTE Total PCHs, PCTs e UEEs Importação de Energia (Itaipu 50 Hz) Oferta Total Carga Balanço LER (1º, 2º e 3º) Balanço com LER Fonte: ONS, 2011 Como foi constatado, o subsistema SE/CO permanecerá com a maior participação de carga no SIN, embora tenha a participação reduzida. Ainda assim, nota-se que a partir de 2012 o balanço estático começa a ficar negativo. Dessa forma, para o melhor suprimento da 45

45 Centro Brasileiro de Infraestrutura significativa carga do subsistema SE/CO, deve-se considerar que a fonte hídrica da região Sudeste já foi amplamente utilizada. Por outro lado, a região Centro-Oeste, grande dependente da importação de energia, apresenta possibilidades para a ampliação da oferta energética, por meio de aproveitamento hídrico, além de possuir elevada capacidade de geração termoelétrica a biomassa e a gás natural Subsistema Sul Na Tabela 11 é possível verificar que, no subsistema Sul, o déficit de energia é crescente no período em análise, saindo de 423 MWmédios, em 2011, para MWmédios, em Os resultados do balanço permanecem negativos, ainda que se considere a soma da energia contratada no 1º, 2º e 3º LER, utilizados para complementar a energia contratada para o ambiente regulado. Isso porque a energia destes leilões direcionada à região Sul é ínfima, se comparada ao das demais regiões. Tabela 11: Balanço Estático de Energia para o Sul (MWmédio) - CR SUL - Oferta PEN UHE Total UTE Total PCHs, PCTs e UEEs Importação de Energia (Itaipu 50 Hz) Oferta Total Carga Balanço LER (1º, 2º e 3º) Balanço com LER Fonte: ONS, 2011 O resultado negativo do balanço sinaliza a continuidade do problema de suprimento da carga. Além disso, torna-se evidente a dependência deste subsistema da importação de energia dos demais subsistemas do SIN e, até mesmo de países vizinhos, como no caso do gás natural boliviano. Por isso, em termos de planejamento energético para a região, deve-se considerar que não há possibilidades de construção de novas hidroelétricas de grande porte, restando, como opção a implementação de geração eólica, de PCH s e de térmicas a carvão. Portanto, pode-se concluir que os dados concretizam a necessidade da realização de leilões regionais para a contratação de energia, em que se deve priorizar a oferta para a Região Sul, a única com balanço negativo de 2011 a

46 Leilões de Energia Elétrica - Regionais e por Fonte Subsistema Nordeste (NE) Em contraste com o subsistema Sul, a Tabela 12 mostra que o subsistema NE possui uma sobra considerável de energia entre 2011 e 2015, partindo de MWmédios para MWmédios. Outro fato relevante é a ampliação da oferta energética por fonte térmica entre 2013 e 2015, valores que superam a oferta hidroelétrica no subsistema, e caracterizam as contratações de termoelétricas a óleo nos leilões de energia nova. Tabela 12: Balanço Estático de Energia para o NE (MWmédio) - CR NE - Oferta PEN UHE Total UTE Total PCHs, PCTs e UEEs Importação de Energia (Itaipu 50 Hz) Oferta Total Carga Balanço LER (1º, 2º e 3º) Balanço com LER Fonte: ONS, A carga do subsistema Nordeste, também aumentará sua participação, embora esta continue modesta. Do lado da oferta, a região possui a viabilidade de projetos hidroelétricos, termoelétricos e eólicos, recentemente contratados em leilões de energia, além da vantagem comparativa, em termos climáticos, para a instalação de mais projetos eólicos e solares. Consequentemente, o balanço estático do subsistema apresenta sobra energética para a região, ao longo do período em análise. Dessa forma, a integração regional dos sistemas, através de investimentos em transmissão, permitirá que o Nordeste, também, se torne um exportador de energia aos subsistemas deficitários. Com relação à capacidade de geração hidroelétrica da região Nordeste, a restrição da geração hidroelétrica mínima na UHE Sobradinho, devido à necessidade de garantia de captações de água para uso urbano, agrícola e industrial e para a navegação no trecho entre a UHE Sobradinho e a UHE Itaparica 8 (inflexibilidade hidráulica), exige uma melhor análise da oferta total de energia. Por tal fato, apresenta-se uma avaliação complementar, de acordo com o Plano Anual de Operação Energética 2011 (ONS), com a finalidade de atestar a viabilidade de alocação de toda a geração térmica disponível no Nordeste, na curva de carga do SIN. 8 Localizadas no Rio São Francisco, sendo a UHE Sobradinho no estado da Bahia e a UHE Itaparica em Pernambuco. 47

47 Centro Brasileiro de Infraestrutura A avaliação foi baseada no balanço estático de energia para o subsistema Nordeste, em cada patamar de carga, considerando as premissas de carga e oferta do Cenário de Referência. O balanço tem um horizonte de 2013 a 2015, período para o qual se projeta um crescimento significativo da capacidade instalada termoelétrica no local. Conforme mostra a Figura 10, a máxima energia térmica alocável na curva de carga do SIN, para cada patamar de carga, foi determinada considerando-se o limite de exportação do Nordeste, acrescido da carga local a ser atendida, abatida da geração compulsória na região, correspondente à geração das usinas não simuladas individualmente e à geração hidroelétrica associada às seguintes hipóteses de restrição de vazão mínima em Sobradinho: m 3 /s (restrição vigente, que equivale à geração mínima de aproximadamente MWmédios, na bacia do São Francisco); e m 3 /s (restrição de excepcionalidade aprovada pela Agência Nacional de Águas, que equivale à geração mínima de aproximadamente MWmédios, na bacia do São Francisco). Figura 10: Cálculo da Máxima Alocação de Energia Térmica do NE no SIN Fonte: ONS, 2011 Ainda de acordo com a viabilidade hidroelétrica, vale destacar que a retomada do projeto da UHE Pão de Açúcar, que seria construída no rio São Francisco, no estado de Alagoas, poderia ampliar ainda mais a oferta energética do subsistema Nordeste. O projeto que seria locado a jusante da UHE Xingó, já instalada no rio São Francisco entre Alagoas e Sergipe, ainda possibilitaria a ampliação da geração desta UHE, devido à reversão a montante de parte da água turbinada com o uso de bombeamento. No entanto, o projeto está paralisado por questões ambientais referentes ao curso do rio São Francisco. 48

48 Leilões de Energia Elétrica - Regionais e por Fonte Subsistema Norte e Subsistema Acre/Rondônia Na região Norte, destaca-se a oferta disponível no subsistema Madeira, composto pelas usinas hidroelétricas de Santo Antônio e Jirau, vendida nos leilões de energia ocorridos em 2007 e 2008, respectivamente. Esta oferta foi inserida no balanço estático de energia do subsistema Acre/Rondônia, apresentado na Tabela 13. Nota-se que, a partir de 2013, tanto a oferta de energia quanto o balanço aumentam consideravelmente com relação a 2011 e Somente de 2011 para 2012, houve um crescimento de 345% no balanço, sobretudo pela expressiva ampliação na oferta de energia hidroelétrica. Tabela 13: Balanço Estático de Energia para o AC/RO (MWmédio) - Cenário de Referência AC/RO - Oferta PEN UHE Total UTE Total PCHs, PCTs e UEEs Importação de Energia (Itaipu 50 Hz) Oferta Total Carga Balanço LER (1º, 2º e 3º) Balanço com LER Fonte: ONS, O subsistema Norte é o que apresenta maior percentual de crescimento na projeção até 2021, mas tem a menor participação na carga total do SIN. E, o balanço estático da região é positivo. Tais constatações, associadas ao elevado potencial hídrico da região resulta em sobra de energia no longo prazo, viabilizando a exportação de energia às regiões com deficit no suprimento. A avaliação e o adequado planejamento da oferta de energia são importantes para o atendimento da carga em expansão nos subsistemas, na medida em que a projeção da demanda energética do SIN aumenta. Diante das projeções do balanço estático para o SIN, conclui-se que um melhor planejamento para a distribuição da oferta de energia pelo território nacional deveria ser considerado, através do aprimoramento da malha de transmissão de energia inter-regional, de forma a viabilizar a importação/exportação energética. Um exemplo seria a alocação da oferta energética proveniente dos Leilões de Energia Nova A-3 de 2010 e de 2011 e do Leilão de Energia de Reserva de 2010 na região SE/CO e, em especial, na região Sul. Cabe verificar ainda, que agregação, em apenas um balanço, dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e do subsistema Acre/Rondônia, resultaria em sobras de energia contratada em todo o período, de 2011 a

49 Centro Brasileiro de Infraestrutura Portanto, a expansão da transmissão entre as regiões N/NE e S/SE/CO, seria necessária para que as trocas de energias entre as regiões suprissem a carga elevada dos subsistemas Sul e SE/CO. Merece atenção o fato de que, no balanço estático do SIN, o aparente equilíbrio entre oferta e demanda no período em análise, deve-se a suposição da entrada de UTEs contratadas nos leilões A-3 de 2007 e A-5 de No entanto, o recente adiamento dos leilões de 2012 evidenciaram que os concessionários das UTEs vêm tendo dificuldade para levar à frente seus projetos. Existe, inclusive, a possibilidade de revogação de outorga de alguns empreendimentos termoelétricos, sobretudo os pertencentes à Bertin. Tais evidências constituem em um mau indicador sobre a perspectiva dos projetos em questão no balanço. Sendo assim, o balanço estático do período entre 2011 e 2015 indica a necessidade de novos leilões, diante de uma possível frustração da oferta por atraso no cronograma de usinas geradoras já contratadas. Neste sentido, os Leilões de Energia de Reserva têm justamente o objetivo de cobrir esta lacuna. Além disso, deve-se considerar a realização de leilões específicos para repotenciação das UHEs existentes, como forma de assegurar o atendimento à ponta da demanda. 50

50 Leilões de Energia Elétrica - Regionais e por Fonte 6. FATORES EXÓGENOS Os fatores exógenos consideram diferentes variáveis que podem influenciar a oferta e a contratação de energia elétrica nos leilões. A primeira variável diz respeito à exigência de licença ambiental para novos aproveitamentos de geração e de transmissão. Tal variável tem influenciado negativamente a participação da fonte hídrica nos leilões de energia, cuja contratação tem sido impedida por não se conseguir licenciamento a tempo. A segunda variável que influencia a oferta nos leilões de energia são as restrições de emissões de gases de efeito estufa, impostas pelos agentes do setor elétrico, que tem impedido a participação de fontes térmicas, como o carvão mineral. Outra importante variável e que, por vezes, tem influenciado os leilões é a redução da capacidade de armazenamento dos reservatórios das hidroelétricas, que reduz a geração de energia hídrica, criando a necessidade de aumentar a geração por outras fontes, como as térmicas e eólicas. Nos leilões de compra de energia, os custos de transmissão não são considerados na oferta dos empreendimentos habilitados. Esse é um ponto importante a ser destacado na contratação dos projetos, por ampliar os custos na implantação dos empreendimentos, que pode variar de acordo com a necessidade, extensão e existência das linhas de transmissão. E, por fim, os financiamentos e incentivos fiscais tem influenciado de maneira significativa a contratação de energia nos leilões, sendo indispensáveis para fornecer competitividade e viabilizar fontes de energia, como ocorreu com a fonte eólica. A inclusão dos fatores exógenos à análise dos leilões embute a crítica aos preços comercializados nesses certames. Tais preços não consideram os fatores citados, que trazem distorções à modicidade tarifária. Além disso, a exclusão desses fatores traz riscos à operação do sistema e a segurança no suprimento de energia, influenciando a opinião pública a favor das fontes eólicas e solares como solução ao suprimento da carga, em detrimento das térmicas e hidroelétricas. 51

51 Centro Brasileiro de Infraestrutura 6.1. Licenciamento Ambiental A Lei Federal nº 6.938, de 1981, referente à Política Nacional do Meio Ambiente, determinou a obtenção de licenciamento ambiental e a realização de avaliações prévias de impacto ambiental para a construção, instalação ou ampliação de estabelecimentos ou atividades que utilizarão recursos naturais, consideradas efetiva ou potencialmente poluidoras e capazes de causar qualquer tipo de degradação ambiental. O licenciamento ambiental deve ser realizado de forma compartilhada entre os órgãos estaduais de meio ambiente e o IBAMA. A maioria dos empreendimentos de geração de energia elétrica, como as usinas termoelétricas e hidroelétricas (de pequeno a grande porte) e as linhas de transmissão, necessita de licença ambiental para operar. No país, o licenciamento ambiental é considerado um processo burocrático extenso e moroso, resultado, em parte, de ações descoordenadas entre o setor ambiental e elétrico. A obtenção de licenciamento ambiental, especialmente para a geração e transmissão de energia elétrica, é considerada um grande obstáculo para os agentes do setor, que resulta em aumentos dos custos e atrasos no desenvolvimento dos projetos. Com relação à geração de energia, o processo de licenciamento ambiental tem representado uma dificuldade adicional ao aproveitamento hídrico, especialmente condizente a região Amazônica. Apesar das UHEs terem papel predominante na matriz elétrica e as perspectivas de expansão da geração serem positivas, segundo o planejamento do setor, essas tem encontrado dificuldades na obtenção de licenças para operar. Tal dificuldade deve-se a regulamentação pertinente, que impõe a obtenção de Licença Prévia (LP) emitida pelo órgão competente e Declaração de Reserva de Disponibilidade Hídrica (DRDH), expedida pela Agência Nacional de Águas (ANA). Além disso, a morosidade na concessão das licenças ambientais das UHEs representa um grande obstáculo para a expansão da capacidade de geração de energia elétrica. Exemplo recente ocorreu no último leilão A-5 de dezembro de 2011, onde as UHEs São Manoel e Sinop, não obtiveram o licenciamento ambiental a tempo para participar do leilão, tendo somente a expectativa de participar no próximo, em

52 Leilões de Energia Elétrica - Regionais e por Fonte A construção de linhas de transmissão no Brasil, também, sofre com inúmeros entraves em seu processo de licenciamento. Amplamente discutida, a questão do atraso na construção das linhas de transmissão tem sido um dos principais gargalos dos empreendimentos hidroelétricos, normalmente localizados longe dos centros de consumo. Caso recente a respeito dessa situação ocorreu com a UHE Dardanelos, no Mato Grosso, cuja previsão para entrada em operação era janeiro de 2011, mas teve início do fornecimento postergado para agosto de 2011, devido o atraso na construção da linha de transmissão. Situação semelhante ocorrerá com a UHE Santo Antônio, que entrou em operação em março de A linha de transmissão, que ligará Porto Velho (RO) à Araraquara (SP), com quilômetros (km) de extensão, só obteve a LI em junho de 2011, fato que inviabilizará o fornecimento de grandes blocos de energia pela UHE ao sudeste no prazo previsto. De acordo com a fiscalização da ANEEL, a expectativa é que essa transmissão só entre em operação em Novembro de 2012, oito meses depois do inicio da operação comercial da UHE Santo Antônio. Dessa forma, é de fundamental importância alinhar o desenvolvimento da geração com a transmissão de energia, através da licitação combinada dos projetos. Tal procedimento evita incongruências no processo de licenciamento, que atrasam a entrega da energia Emissão de Gases do Efeito Estufa (GEE) A matriz elétrica brasileira é considerada uma das mais limpas do mundo, característica derivada da predominância da geração hidroelétrica, que responde hoje por aproximadamente 80% da geração elétrica no país. Essa peculiaridade estimulou o desenvolvimento de um sistema interligado, capaz de aproveitar as sinergias existentes entre as diversas bacias hídricas existentes no território, originando um mercado de energia com características muito particulares e sem precedentes em outras partes do mundo. Nesse sentido, o país possui enorme vantagem sobre a média dos demais países no que diz respeito à produção de energia limpa, com reduzida emissão de GEE oriunda do setor elétrico. Além disso, o Brasil apresenta um enorme potencial para manter a condição limpa de sua matriz energética, devido ao potencial de recursos inexplorados. De acordo com dados da EPE, 46,4% de toda a energia produzida no país provem de fontes renováveis, enquanto a média mundial representa em torno de 13%. Nos países da Organização para a Cooperação e Desenvolvimento Econômico (OCDE), que representam mais de 50% do PIB mundial, apenas cerca de 7% da energia utilizada advém de fontes renováveis. 53

53 Centro Brasileiro de Infraestrutura No Brasil, apenas 1,5% das emissões de gases potencialmente causadores do fenômeno do aquecimento global, provêm do setor elétrico, enquanto, no mundo, 24% provêm dessa atividade, sendo a maior responsável pelo aumento das emissões de GEE. Nestes termos, o perfil das emissões no Brasil é distinto do padrão mundial, já que está predominantemente associado ao desmatamento. No entanto, apesar de a matriz elétrica brasileira ter pouca influência na emissão de GEE, projeções do setor indicam seu possível crescimento, especialmente devido a perda da capacidade de regularização das usinas hidroelétricas, fazendo com que a oferta de energia seja suprida, sobretudo, pela geração de energia termoelétrica. Os leilões de energia nova têm contratado, sobremaneira, energia térmica oriunda de gás natural, biomassa e óleo combustível. A maior contratação de termoelétricas a hidrocarbonetos, de construção mais rápida, serve para aumentar a confiabilidade do sistema. O aumento da oferta de energia será suprido também por fontes renováveis, especialmente pelas centrais eólicas, que têm sido contratadas largamente nos leilões de energia Diminuição da Capacidade de Armazenamento dos Reservatórios As exigências com relação aos impactos ambientais provocados pelas usinas hidroelétricas têm modificado os reservatórios de acumulação de água. Anteriormente, as UHEs eram construídas com reservatório de regularização plurianual, ou seja, que poderiam garantir a produção da usina por até cinco anos, independente de condições hidrológicas favoráveis ou não. A regularização decorre da existência de um conjunto de reservatórios das hidroelétricas do país que armazenam água nos períodos chuvosos para gerar energia elétrica nos períodos secos. No entanto, a retomada da construção de grandes UHEs na região Norte teve como contrapartida a redução dos impactos ambientais causados pelos empreendimentos, sendo a diminuição da área alagada pelos reservatórios das usinas uma das medidas mais marcantes. As novas UHEs, que estão sendo construídas, possuem reservatório a fio d água, ou seja, não armazenam grande volume de água para atender a produção de energia elétrica durante vários anos. A Figura 11 confirma que a capacidade de armazenamento foi sendo reduzida com o passar dos anos. 54

54 Leilões de Energia Elétrica - Regionais e por Fonte Figura 11 - Evolução da Energia Armazenável Máxima em relação à Carga de Energia Fonte: EPE, 2011 A modificação do reservatório das usinas hidroelétricas diminui a segurança no suprimento de energia para atender às exigências de menor impacto ambiental, visto que a geração será complementada por fontes sazonais e intermitentes. Dessa forma, para compensar a redução da geração de energia hidroelétrica, é necessário aumentar o despacho térmico para operar na base do sistema durante vários meses e, para atender às exigências de carga Financiamentos Nos próximos anos, a necessidade de financiamento do setor elétrico continuará intensa. De acordo com o PDE , serão necessários R$ 236 bilhões para a expansão da oferta de energia elétrica no horizonte decenal, sendo R$ 190 bilhões para o segmento de geração e R$ 46 bilhões para a transmissão. O financiamento da expansão da oferta de energia elétrica no Brasil é realizado pelo BNDES, que concede prazos mais longos, juros menores, carências específicas e o uso do project finance. Tal financiamento tem contribuído, de forma decisiva, para os novos investimentos do setor. No entanto, apesar da facilidade concedida pelo banco para elevação dos investimentos, novas fontes de financiamento devem ser desenvolvidas, uma vez que o BNDES não será capaz, sozinho, de financiar todo o setor. Entre 2003 e 2009, o BNDES aprovou R$ 60,7 bilhões de crédito ao setor elétrico, com R$ 105 bilhões de investimentos totais associados, conforme apresenta a Tabela 14. Em relação à expansão do sistema, foram 198 projetos de geração, que representam uma expansão de 26 GW, e 52 projetos de transmissão, que adicionam ao SIN aproximadamente 14 mil km de extensão. 55

55 Centro Brasileiro de Infraestrutura De acordo com a tabela, os investimentos no setor aumentaram a partir de 2006, com 75% do crédito aprovado no período, concedidos, principalmente, para as usinas hidroelétricas (ESPOSITO, 2010). Tabela 14: Apoio do BNDES (Crédito Aprovado) Fonte: ESPOSITO, Os empréstimos do BNDES para o setor elétrico somaram R$ 13,6 bilhões em 2010 e foi estimada a soma de R$ 18 bilhões para 2011, o que representa um crescimento de 32,3%. De acordo com as estimativas, a maior parte dos financiamentos em 2011, cerca de R$ 7,3 bilhões, foi destinada a projetos de geração hidroelétrica (grandes, médias e pequenas usinas). Outros R$ 7,7 bilhões foram divididos entre projetos de transmissão, distribuição e geração de energia eólica. No caso da transmissão, a previsão do BNDES é de desembolsar R$ 3 bilhões; para a geração de energia eólica e a distribuição, que em 2011, foi de respectivamente, R$ 2,5 bilhões e R$ 1,7 bilhão. Já em 2012, os desembolsos destinados ao setor têm como destaque os projetos de geração eólica, com 78 projetos eólicos contratados, envolvendo financiamentos de R$ 6,4 bilhões, que serão desembolsados ao longo dos próximos anos (BNDES, 2012) Incentivos Fiscais Disponíveis Para viabilizar uma determinada fonte, o Governo pode conceder incentivos fiscais aos empreendedores, como a isenção ou redução de tributos e encargos. As centrais eólicas ganharam competitividade nos leilões, sobretudo, pela conjuntura macroeconômica e pelos incentivos fiscais como isenção de ICMS, PIS/COFINS e PASEP, descontos concedidos em uma época em que o preço de geração pela fonte era muito elevado. Tais incentivos 56