CENBIO Centro Nacional de Referência em Biomassa

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1 NOTA TECNICA I COMPARAÇÃO DA ELETRICIDADE GERADA EM CICLOS COMBINADOS A GÁS NATURAL E A PARTIR DE BIOMASSA No Decreto No do MME (24/2/2000) foi instituído o Programa Prioritário de Termeletricidade no país, visando a implantação de usinas termelétricas a gás natural e outros combustíveis (inclusive resíduo asfáltico, 616 MW, e carvão, 1100 MW), correspondendo a MW instalados. Para tal, as seguintes políticas de incentivo foram introduzidas: - garantia de suprimento de gás natural a US$ 2,26/MMBTU por 20 anos - garantia de aplicação do valor normativo para gás natural (R$ 57,20/MWh) por 20 anos - garantia de financiamento do BNDES para os PIE Considerando-se as vantagens ambientais da biomassa como fonte de energia, principalmente em termos de emissões de carbono - pelo balanço praticamente nulo - e considerando-se o interesse de investidores de países desenvolvidos devido ao Mecanismo de Desenvolvimento Limpo (dentro do Protocolo de Quioto), medidas semelhantes deveriam ser introduzidas para a geração a partir de biomassa, principalmente o bagaço de cana. O enorme potencial existente no estado de São Paulo apenas realça esta afirmação. Considerando que o estado apresenta uma produção de cana de 200 milhões de toneladas (dados da última safra), poder-se-ia gerar, em termos conservadores, 6600 GWh (1300 MW na safra, 250 dias), correspondendo a 33 kwh/tc, ou GWh (2300 MW o ano todo, 100 kwh/tc), com tecnologias amplamente comercializadas no país. A própria Eletrobrás chegou a resultados semelhantes em

2 levantamento executado em 1999, conforme relatório elaborado para a Comissão de Cogeração do MME naquela ocasião. A grande dificuldade da implementação de um programa de larga escala de geração de eletricidade a partir de biomassa reside em aspectos economico-financeiros e político-institucionais, como já discutido em estudos anteriores. A primeira grande barreira é o investimento específico, mais elevado no caso da geração a partir de biomassa, por dois motivos principais. Em primeiro lugar, o porte das instalações não pode ser muito elevado devido ao custo de transporte da biomassa (principalmente o bagaço, pela reduzida densidade). Além disso, existe a influência considerável do fator escala, pois a tecnologia disponível utiliza ciclos a vapor. Assim, acaba-se por ter investimentos específicos mais elevados, conforme ilustra o gráfico anexo, produzido a partir de informações atualizadas de fabricantes de equipamentos. Do ponto de vista econômico, é interessante comparar a geração de energia a partir de biomassa com aquela produzida em ciclos combinados a gás natural (GN). Adotando-se investimentos da ordem de US$ 600/kW para os ciclos combinados a GN, com a tarifa estabelecida para o GN (US$ 2,26/MMBTU) e nas condições comumente aceitas para o setor elétrico (15% a.a., 20 anos), ter-se-ia um custo de geração de US$ 31/MWh (R$ 54,25/MWh). Para biomassa, adotando um investimento de US$ 900 a 1000/kW instalado, nas mesmas condições, e para o bagaço a R$ 5/t (50% umidade), obtém-se de US$ 31 a 33/MWh como custo de geração. Por outro lado, considerando-se que grande parte dos investidores deseja um tempo de retorno em quatro anos, através de uma análise simplificada em termos de pay-back oferece os seguintes resultados em cada caso:

3 CICLOS COMBINADOS A GÁS NATURAL BASE DE CÁLCULO 1,00 MW INVESTIMENTO FATOR DE CARGA TEMPO ENERGIA GERADA CUSTO DO COMBUSTÍVEL CUSTO DE O&M PAY BACK amorização por ano PREÇO DE VENDA DOLAR VALOR NORMATIVO 600,00 US$/kW ,00 US$ 0, ,00 HORAS 7.446,00 MWh/ano 14,40 US$/MWh ,40 US$/ano 3,00 US$/MWh ,00 US$/ano 4 anos ,00 37,55 US$/MWh 1,75 65,70 R$/MWh 57,2 R$/MWh CICLO A VAPOR COM BIOMASSA (BAGAÇO) BASE DE CÁLCULO 1,00 MW INVESTIMENTO FATOR DE CARGA TEMPO ENERGIA GERADA CUSTO DO COMBUSTÍVEL CUSTO DE O&M PAY BACK para amortização por ano PREÇO DE VENDA DOLAR 1.000,00 US$/kW ,00 US$ 0, ,00 HORAS 7.446,00 MWh/ano 4,09 US$/MWh ,14 US$/ano 3,00 US$/MWh ,00 US$/ano 4 anos ,00 40,67 US$/MWh 1,75 71,16 R$/MWh VALOR NORMATIVO R$ 90/MWh

4 Este valor de R$ 71,16/MWh parece coincidir com a proposta de investidores; tanto que, em recentes negociações ente investidores e a CESP ficou definida a tarifa de compra da eletricidade gerada em 80,5% do valor normativo para biomassa (R$ 90/MWh atualizado em 2000), o que corresponde a R$ 72,45/MWh, em contratos (PPA) de longo prazo. Já no caso dos ciclos combinados a gás natural, as condições de pay-back de 4 anos parecem de difícil compatibilização com os resultados acima. Do ponto de vista politico-institucional, salvo alguns casos, deve ser ressaltada a dificuldade dos órgãos encarregados do planejamento energético em considerar a geração descentralizada nas suas previsões, apesar das suas reconhecidas vantagens. Este aspecto se confirma com as usinas previstas, praticamente todas de grande porte. Também as vantagens da geração na safra da região Sudeste, que corresponde ao período de baixa hidraulicidade, não são consideradas. Desta forma, os incentivos foram oferecidos apenas às térmicas a gás natural e não às térmicas a partir de biomassa, o que poderia viabilizar o enorme potencial existente. Apesar do interesse demonstrado pela ANEEL em incentivar as fontes renováveis, há ainda necessidade de mecanismos complementares, que certamente poderiam ser os mesmos atualmente oferecidos aos investidores nas grandes térmicas a gás natural, conforme mencionado acima. Além disso há a questão ainda não resolvida definitivamente referente ao atendimento emergencial (tarifas de back-up ), mecanismo imprescindível para viabilizar a cogeração.

5 Todas estas políticas já são implementadas nos países desenvolvidos, sendo conhecidas das empresas internacionais que participam do processo de privatização do setor elétrico. Falta apenas a implantação efetiva das políticas necessárias. São Paulo, 14 de abril de 2000 SUANI TEIXEIRA COELHO CARLOS EDUARDO PALETTA SÍLVIA MARIA S. G. VELÁZQUEZ PATRICIA GUARDABASSI AMERICO VARKULYA Jr.

6 Custo de Investim ento US$/kW M W Fonte: Fabricantes de equipamentos. Elaboração CENBIO, 2000.

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